Decreto-Lei

Decreto-Lei n.º 23/2010

Estabelece o regime jurídico e remuneratório aplicável à energia eléctrica e mecânica e de calor útil produzidos em cogeração, transpondo para a ordem jurídica interna a Directiva n.º 2004/8/CE, do Parlamento Europeu e do Conselho, de 11 de Fevereiro

Capítulo I - Disposições gerais

Artigo 1.º

Objecto

1 -O presente decreto-lei estabelece a disciplina da atividade de cogeração e procede à transposição para a ordem jurídica interna da Diretiva n.º 2012/27/UE, do Parlamento Europeu e do Conselho, de 25 de outubro de 2012, relativa à eficiência energética, que altera as Diretivas n.os 2009/125/CE, do Parlamento Europeu e do Conselho, 21 de outubro de 2009, e 2010/30/UE, do Parlamento Europeu e do Conselho, de 19 de maio de 2010, e revoga as Diretivas n.os 2004/8/CE, do Parlamento Europeu e do Conselho, de 11 de fevereiro de 2004, e 2006/32/CE, do Parlamento Europeu e do Conselho, de 5 de abril de 2006.
2 -(Revogado).
3 -(Revogado).
4 -(Revogado).
5 -(Revogado).

Artigo 2.ºRevogado

Âmbito

1 -O presente decreto-lei aplica-se à produção de energia eléctrica e mecânica e de calor útil produzidos em cogeração, abreviadamente designada por produção em cogeração, estabelecendo o respectivo regime jurídico e remuneratório.
2 -Por calor útil entende-se a parte da energia térmica produzida num processo de cogeração a fim de satisfazer uma procura economicamente justificável de calor ou de frio, excluindo os consumos nos sistemas auxiliares internos de produção energética.
3 -Entende-se por procura economicamente justificável a procura que não excede as necessidades de calor ou frio e que, se não fosse utilizada a cogeração, seria satisfeita nas condições do mercado mediante outros processos de produção de energia.
4 -Exclui-se do âmbito do presente decreto-lei a cogeração abrangida pelo Decreto-Lei n.º 363/2007, de 2 de Novembro, alterado pela Lei n.º 67-A/2007, de 31 de Dezembro.

Artigo 2.º-A

Definições

Para efeitos do presente decreto-lei, considera-se:

a)'Calor útil', a parte da energia térmica produzida num processo de cogeração a fim de satisfazer uma procura economicamente justificável de calor ou de frio, excluindo os consumos nos sistemas auxiliares internos de produção energética;
b)'CIEG', os custos de interesse económico geral, ou seja, que decorrem de medidas de política energética, de sustentabilidade ou de interesse económico geral;
c)'Cogeração', a produção simultânea, num processo integrado, de energia térmica e de energia elétrica e, ou se for o caso, mecânica;
d)'Cogeração eficiente', a produção em cogeração não enquadrável na alínea seguinte, mas em que haja poupança de energia primária;
e)'Cogeração de elevada eficiência', a produção em cogeração que tenha uma poupança de energia primária de, pelo menos, 10 % relativamente à produção separada de eletricidade e calor, bem como a cogeração de pequena dimensão e a microcogeração, de que resulte uma poupança de energia primária, sendo a poupança, em qualquer dos casos, calculada de acordo com a metodologia do anexo III;
f)'Cogeração de pequena dimensão', a instalação de cogeração com uma potência instalada inferior a 1 MW;
g)'Cogeração renovável', a cogeração em que a energia primária consumida tem origem, parcial ou integralmente, em fontes de energia renováveis, tal como definidas no artigo 2.º do Decreto-Lei n.º 172/2006, de 23 de agosto;
h)'Cogerador', a entidade que detém o título do controlo prévio da produção em cogeração;
i)'Comercializador de último recurso (CUR)', a entidade referida no n.º 1 do artigo 73.º do Decreto-Lei n.º 29/2006, de 15 de fevereiro, alterado pelos Decretos-Leis n.os 104/2010, de 29 de setembro, 78/2011, de 20 de junho, 75/2012, de 26 de março, 112/2012, de 23 de maio, e 215-A/2012, de 8 de outubro;
j)'Eficiência global', o total anual da produção de energia elétrica e mecânica e da produção de calor útil dividido pelo consumo de combustível utilizado na produção de calor num processo de cogeração e na produção bruta de energia elétrica e mecânica, sendo a eficiência calculada com base no poder calorífico líquido dos combustíveis (também denominado poder calorífero inferior);
k)'Instalação ou unidade de cogeração', a instalação capaz de operar em modo de cogeração;
l)'Melhoria da eficiência energética', o aumento de eficiência energética resultante de mudanças tecnológicas, comportamentais ou económicas;
m)'Microcogeração', a cogeração de pequena dimensão cuja potência instalada máxima seja inferior a 50 kW;
n)'Poupança de energia', a quantidade de energia economizada, determinada pela medição e ou estimativa do consumo antes e após a aplicação de uma medida de melhoria da eficiência energética, garantindo simultaneamente a normalização das condições externas que afetam o consumo de energia;
o)'Poupança de energia primária', a poupança de energia calculada de acordo com a metodologia fixada no anexo III ao presente decreto-lei, do qual faz parte integrante;
p)'Procura economicamente justificável', a procura que não excede as necessidades de calor ou frio e que, se não fosse utilizada a cogeração, seria satisfeita nas condições do mercado mediante outros processos de produção de energia;
q)'Promotor', o requerente da atribuição de um ponto de ligação ou receção na rede, ou de um título de controlo prévio para a instalação ou autorização prevista no presente decreto-lei;
r)'Renovação substancial', a renovação cujo custo seja superior a 50 % do custo do investimento numa nova unidade comparável;
s)'Unidade de utilização associada', a unidade industrial, de serviços ou outra, que seja abastecida pela energia produzida em autoconsumo na instalação de cogeração, desde que esta seja detida, direta ou indiretamente, pelo titular ou titulares daquela unidade.

Artigo 3.ºRevogado

Classificação da produção em cogeração

1 -A produção em cogeração classifica-se em:
1. a)Cogeração de elevada eficiência;
2. b)Cogeração eficiente.
2 -Considera-se de elevada eficiência a produção em cogeração realizada em:
1. a)Instalações de cogeração com uma potência eléctrica instalada superior a 25 MW que tenham uma eficiência global superior a 70 % e uma poupança de energia primária relativamente à produção separada de electricidade e calor de pelo menos 10 %;
2. b)Instalações de cogeração com potência eléctrica instalada entre 1 MW e 25 MW e de que resulte uma poupança de energia primária relativamente à produção separada de electricidade e calor de pelo menos 10 %;
3. c)Instalações de cogeração de pequena dimensão de que resulte uma poupança de energia primária relativamente à produção separada de electricidade e calor.
3 -Considera-se como eficiente a produção em cogeração não enquadrável no número anterior mas em que haja poupança de energia primária.
4 -Para efeitos do disposto nos números anteriores, a poupança de energia primária é calculada de acordo com a metodologia fixada no anexo iii do presente decreto-lei, do qual faz parte integrante.
5 -A eficiência global corresponde ao total anual da produção de energia eléctrica e mecânica e da produção de calor útil dividido pelo consumo de combustível utilizado na produção de calor num processo de cogeração e na produção bruta de energia eléctrica e mecânica, sendo a eficiência calculada com base no poder calorífico líquido dos combustíveis (também denominado poder calorífero inferior).
6 -Os valores de referência harmonizados em matéria de eficiência para a produção separada de electricidade e de calor, para efeitos de determinação da eficiência da cogeração, nos termos do anexo iii, são fixados por despacho do director-geral de Energia e Geologia, publicado no sítio da Internet da Direcção-Geral de Energia e Geologia (DGEG).
7 -Os valores de referência da eficiência para a produção separada referidos no número anterior correspondem à eficiência da produção separada de calor e de electricidade que o processo de cogeração se destina a substituir.

Capítulo II - Regime remuneratório da produção em cogeração

Artigo 4.º

Modalidades de regime remuneratório da produção em cogeração

1 -À produção em cogeração licenciada nos termos do presente decreto-lei é associada uma das seguintes modalidades de regime remuneratório:
1. a)A modalidade geral, aplicável à produção em cogeração não enquadrada na modalidade especial;
2. b)A modalidade especial, aplicável a cogeradores cujas instalações preencham os seguintes requisitos cumulativos:
  1. i)A potência de injeção seja inferior ou igual a 20 MW;
  2. ii)O título de controlo prévio da cogeração tenha sido obtido após prévia atribuição de potência de injeção de energia elétrica na rede elétrica de serviço público (RESP), nos termos do número seguinte.
2 -O membro do Governo responsável pela área da energia aprova, por portaria, os termos e condições para a atribuição de potência de injeção de energia elétrica em determinado ponto da RESP, e sua disciplina, tendo por referência o regime de acesso à rede aplicável no âmbito do regime de remuneração garantida da produção de eletricidade em regime especial, previsto no n.º 4 do artigo 33.º-G do Decreto-Lei n.º 172/2006, de 23 de agosto, e as especificidades da produção em cogeração.
3 -A portaria referida no número anterior é aprovada no prazo de 60 dias após a entrada em vigor do presente decreto-lei.
4 -(Revogado).
5 -(Revogado).
6 -(Revogado).
7 -(Revogado).
8 -(Revogado).
9 -(Revogado).
10 -(Revogado).
11 -(Revogado).
12 -(Revogado).

Artigo 4.º-A

Modalidade especial do regime remuneratório

1 -A remuneração da energia fornecida pelo cogerador de uma instalação enquadrada na modalidade especial do regime remuneratório, nos termos da alínea b) do n.º 1 do artigo anterior, efetua-se nos termos seguintes:
1. a)Fornecimentos de energia térmica a terceiros, em que o preço de venda é o que resultar dos contratos livremente celebrados entre o cogerador e o cliente ou clientes da energia térmica produzida na instalação de cogeração;
2. b)Fornecimentos de energia elétrica ao CUR, sendo que o preço de venda da energia ativa é igual a uma tarifa de referência, a que acresce, quando aplicável:
  1. i)Um prémio de elevada eficiência, calculado em função da poupança de energia primária realizada na cogeração quando esta seja de elevada eficiência;
  2. ii)Um prémio de energia renovável, em função da proporção de combustíveis de origem renovável consumidos na cogeração renovável, independentemente da eficiência da instalação.
2 -Se, durante o período de atribuição da tarifa de referência, a instalação de produção passar a utilizar energia primária renovável ou a ser considerada de elevada eficiência, pode aquela beneficiar dos prémios, consoante aplicável, enumerados na alínea b) do número anterior pelo período remanescente, devendo para tal demonstrar a verificação das referidas alterações nos termos do artigo 18.º-A.
3 -Os pagamentos da tarifa de referência, do prémio de elevada eficiência e do prémio de energia renovável ficam sujeitos à condição de a eletricidade produzida em cogeração e o calor residual serem efetivamente utilizados para realizar economias de energia primária.
4 -A tarifa de referência, do prémio de elevada eficiência e do prémio de energia renovável são definidos por portaria do membro do Governo responsável pela área da energia, ouvida a Entidade Reguladora para os Serviços Energéticos (ERSE).
5 -O prémio de elevada eficiência pode ser diferenciado segundo a poupança de energia primária obtida pela instalação de cogeração, a tecnologia utilizada e o tipo de energia primária.
6 -O prémio de energia renovável pode ser diferenciado segundo a percentagem de energia primária consumida com origem em fontes de energia renováveis.
7 -A tarifa de referência, o prémio de elevada eficiência e o prémio de energia renovável são contratados e pagos pelo CUR, nos termos a estabelecer na portaria prevista no n.º 4.
8 -A tarifa de referência, o prémio de elevada eficiência e o prémio de energia renovável não são devidos durante o período de ensaios da instalação de cogeração, cabendo ao cogerador comunicar à da Direção-Geral de Energia e Geologia (DGEG) e ao CUR a data em que termine esse período.
9 -O CUR é ressarcido através da tarifa de uso global do sistema, nos termos do disposto no artigo 55.º do Decreto-Lei n.º 172/2006, 23 de agosto.
10 -Tendo em conta a natureza específica da cogeração, a tarifa de referência, o prémio de elevada eficiência e o prémio de energia renovável devem refletir os benefícios ambientais, as perdas evitadas nas redes de transporte e distribuição e o perfil horário de funcionamento da produção de energia elétrica, que no seu conjunto refletem a síntese da distinção do contributo global da cogeração para a poupança de energia primária.
11 -Sem prejuízo do disposto no número anterior, o valor dos prémios de elevada eficiência e de energia renovável, atribuídos cumulativa ou individualmente a uma instalação de cogeração, não pode exceder o montante de (euro) 7,5/MWh.

Artigo 4.º-B

Modalidade geral do regime remuneratório

1 -A modalidade geral do regime remuneratório compreende duas submodalidades, denominadas A e B, em que:
1. a)A submodalidade A integra as cogerações com potência de injeção à rede igual ou inferior a 20 MW que operam em modo de autoconsumo da eletricidade produzida, sendo a energia não consumida entregue ao CUR, nos termos do n.º 3;
2. b)A submodalidade B integra as cogerações que operam em regime de venda, total ou parcial, de eletricidade produzida em mercados organizados ou mediante contratos bilaterais.
2 -Para efeitos do disposto no número anterior, considera-se que a cogeração opera em modo de autoconsumo quando a energia elétrica produzida, para além da utilizada nos serviços auxiliares, se destine ao abastecimento de uma unidade de utilização associada, e a energia térmica se destine ao próprio cogerador ou seja fornecida a terceiros.
3 -A energia produzida ao abrigo da alínea a) do n.º 1, que não seja consumida na unidade de utilização associada, pode ser vendida ao CUR, nos termos a estabelecer em portaria do membro do Governo responsável pela área da energia, sem prejuízo do disposto no artigo 5.º-A.
4 -O produtor que não pretenda celebrar contrato de venda da eletricidade com o CUR, nos termos do presente artigo, preferindo estabelecer outro tipo de relacionamento comercial, designadamente, a venda em mercados organizados ou mediante contrato bilateral da eletricidade não consumida na instalação de utilização associada à instalação de cogeração, deve enquadrar-se na submodalidade B da modalidade geral do regime remuneratório.
5 -As instalações de cogeração destinadas a autoconsumo ou cujas instalações de utilização associadas consumam a energia produzida por aquelas, ao abrigo de qualquer submodalidade, e que se encontrem ligadas à RESP estão sujeitas ao pagamento de uma compensação mensal fixa, nos primeiros 10 anos após a obtenção do título que habilita a entrada em exploração, calculada nos termos do artigo seguinte.
6 -Na submodalidade B da modalidade geral, a remuneração da energia fornecida pelos cogeradores é efetuada através de:
1. a)Fornecimentos de energia térmica a terceiros, em que o preço de venda é o que resultar dos contratos celebrados entre o cogerador e o cliente ou clientes da energia térmica produzida na instalação de cogeração;
2. b)Fornecimentos de energia elétrica a cliente ou clientes diretamente ligados à instalação de cogeração, em que o preço de venda é o que for livremente estabelecido entre as partes, não incidindo sobre estes fornecimentos tarifas de acesso às redes, com exceção da tarifa de uso global do sistema, nos termos a prever em regulamentação da ERSE;
3. c)Fornecimentos de energia elétrica através da celebração de contratos bilaterais com clientes ou comercializadores, em que o preço de venda é o que for livremente estabelecido entre as partes;
4. d)Fornecimentos em mercados organizados, em que o preço é o que resultar das vendas realizadas nesses mercados.

Artigo 4.º-C

Pagamento de compensação pelas instalações de cogeração em autoconsumo

1 -A compensação referida no n.º 5 do artigo anterior, devida pelas instalações de cogeração destinadas a autoconsumo ou cujas instalações de utilização associadas consumam a energia produzida por aquelas, é calculada de acordo com a seguinte expressão:
CCOG(alfa),t=PCOG x VCIEG(alfa),t x Kt
Sendo:
1. a)'CCOG(alfa),t' - A compensação paga, em euros, no mês m por cada kW de potência instalada, num dado nível de tensão ou tipo de fornecimento, que permita recuperar uma parcela dos CIEG na tarifa de uso global do sistema, relativa ao regime de produção em autoconsumo através de uma instalação de cogeração;
2. b)'PCOG' - O valor da potência elétrica instalada da instalação de cogeração, constante no respetivo certificado ou licença de exploração;
3. c)'VCIEG(alfa),t' - O valor que permite recuperar os CIEG da respetiva instalação de cogeração, medido em (euro) por kW, para um dado nível de tensão ou tipo de fornecimento, apurado no ano 't' nos termos do número seguinte;
4. d)'Kt' - O coeficiente de ponderação, entre 0 % e 50 %, a aplicar ao 'VCIEG(alfa),t' tendo em consideração a representatividade da potência total registada das instalações de cogeração com potência elétrica instalada igual ou inferior a 20 MW no Sistema Elétrico Nacional, no ano 't';
5. e)'t' - O ano de emissão do título de exploração da respetiva instalação de cogeração;
6. f)'(alfa)' - Nível de tensão ou tipo de fornecimento, podendo ser muito alta tensão (MAT), a alta tensão (AT), a média tensão (MT), a baixa tensão especial (BTE), a baixa tensão normal com potência contratada igual ou superior a 20,7 kVA (BTN(maior que)) e a baixa tensão normal com potência contratada inferior a 20,7 kVA (BTN(menor que)).
2 -O 'VCIEG(alfa),t' referido na alínea c) do número anterior é calculado com base na seguinte expressão:
VCIEG(alfa),t = n=02CIEGi(t-n)p(índice x 13) + n=02CIEGi,h(t-n)e(índice x 13 x 4.50012)
Em que:
1. a)'CIEGip' - Corresponde ao somatório do valor das parcelas 'i' do CIEG, mencionadas no n.º 1 do artigo 3.º da Portaria n.º 332/2012, de 22 de outubro, designadamente na alínea c), medido em (euro) por kW, para o nível de tensão da respetiva instalação de cogeração, constante nos documentos tarifários, publicados pela ERSE para o ano 't-n';
2. b)'CIEGi,he' - Corresponde ao somatório, da média aritmética simples do valor para os diferentes períodos horários 'h' de cada uma das parcelas 'i' dos CIEG, mencionadas no n.º 1 do artigo 3.º da Portaria n.º 332/2012, de 22 de outubro, designadamente nas alíneas a), b), d), e), f), g), h), i), e j), medido em (euro) por kWh, para o nível de tensão da respetiva instalação de cogeração, constante nos documentos tarifários, publicados pela ERSE para o ano «t-n»;
3. c)'i' - Refere-se a cada uma das alíneas do n.º 1 do artigo 3.º da Portaria n.º 332/2012, de 22 de outubro;
4. d)'h' - Corresponde ao período horário de entrega de energia elétrica aos clientes finais, tal como definido na Portaria n.º 332/2012, de 22 de outubro;
5. e)'t' - Corresponde ao ano de emissão do certificado de exploração da respetiva instalação de cogeração.
3 -O coeficiente de ponderação 'Kt', referido na alínea d) do n.º 1 assume os seguintes valores:
1. a)'Kt' = 50 %, caso a soma da potência instalada das instalações de cogeração da submodalidade A com a potência instalada das cogerações na submodalidade B que, no todo ou em parte, consumam ou entreguem a instalações de utilização associadas a energia produzida por aquelas exceda 7,5 % do total da potência instalada de centro eletroprodutores do SEN;
2. b)'Kt' = 30 %, caso a soma da potência instalada das instalações de cogeração da submodalidade A com a potência instalada das cogerações na submodalidade B que, no todo ou em parte, consumam ou entreguem a instalações de utilização associadas a energia produzida por aquelas se situe entre os 5 % e 7,5 % do total da potência instalada de centro eletroprodutores do SEN;
3. c)'Kt' = 0 %, caso a soma da potência instalada das instalações de cogeração da submodalidade A com a potência instalada das cogerações na submodalidade B que, no todo ou em parte, consumam ou entreguem a instalações de utilização associadas a energia produzida por aquelas seja inferior a 5 % do total da potência instalada de centro eletroprodutores do SEN.
4 -A verificação dos limiares referidos no número anterior é feita pela DGEG para cada ano civil tendo por base os valores de potência instalada, devendo ser comunicada à ERSE até 30 de setembro do ano anterior.

Artigo 5.º

Duração da modalidade especial

1 -A modalidade especial do regime remuneratório vigora enquanto se mantiverem as condições da sua atribuição, pelo prazo de 120 meses após a emissão do título de controlo prévio para a exploração da instalação de cogeração ou do título de exploração parcelar, consoante o caso, sendo este período prorrogado uma vez pela DGEG, por 60 meses, a pedido do cogerador, desde que se verifique a poupança de energia primária e, quando aplicável, desde que o prémio de elevada eficiência e o prémio de energia renovável devidos durante o período de prorrogação sejam revistos nos termos previstos na portaria a que se refere o n.º 4 do artigo 4.º-A, sem prejuízo da prorrogação adicional prevista no artigo 18.º-A, quando aplicável.
2 -(Revogado).
3 -(Revogado).
4 -(Revogado).

Artigo 5.º-A

Contrato com o CUR no âmbito da submodalidade A do regime remuneratório geral

1 -Preenchidos os requisitos do n.º 3 do artigo 4.º-B, o CUR, quando o produtor o solicite, contrata com este a compra da eletricidade proveniente da cogeração e que não seja consumida pela unidade de utilização associada.
2 -O contrato de compra e venda referido no número anterior deve prever, nomeadamente, os seguintes termos e condições:
1. a)O prazo máximo de 10 anos, renovável por períodos de cinco anos, salvo quando haja oposição à renovação por qualquer das partes com 60 dias de antecedência, a exercer por escrito e nos termos dos números seguintes, ou se verifiquem outras causas de extinção do contrato;
2. b)A remuneração da energia adquirida pelo CUR, a qual é determinada de acordo com o disposto no presente decreto-lei e na portaria prevista no n.º 3 do artigo 4.º-B;
3. c)A periodicidade da faturação pelo CUR, a qual não pode ser superior a dois meses.
3 -Sem prejuízo do disposto na alínea a) do número anterior, o CUR opõe-se à renovação do prazo inicial ou de prorrogação do contrato de compra e venda quando a DGEG, por razões relacionadas com a sustentabilidade do SEN ou política energética, determine, mediante despacho devidamente fundamentado, a não renovação dos contratos que se encontrem em vigor.
4 -O despacho referido no número anterior é homologado pelo membro do Governo responsável pela área da energia e publicitado no sítio na Internet da DGEG.

Artigo 6.º

Mudança de modalidade de regime remuneratório

1 -O cogerador pode mudar de regime remuneratório a qualquer momento, do especial para o geral, nos termos dos números seguintes e desde que preencha os requisitos aplicáveis à submodalidade de destino.
2 -O cogerador que se encontre enquadrado na modalidade especial do regime remuneratório pode mudar para qualquer submodalidade da modalidade geral, desde que cumpra os requisitos aplicáveis à submodalidade de destino, apenas podendo regressar à modalidade de origem após, pelo menos, dois anos de permanência na modalidade geral.
3 -(Revogado).
4 -O procedimento de mudança de modalidade previsto nos n.os 1 e 2, nomeadamente as matérias relativas à sua admissibilidade, ao prazo de pré-aviso mínimo e à data de produção de efeitos daquela, é estabelecido em portaria do membro do Governo responsável pela área da energia.
5 -A mudança de modalidade de regime remuneratório a que se referem os números anteriores não interrompe ou suspende a contagem dos prazos iniciais que se encontrem em curso nos termos dos artigos 5.º ou 5.º-A.
6 -Sem prejuízo do disposto no número anterior, consideram-se suspensos os efeitos do contrato celebrado com o CUR ao abrigo do artigo 5.º, devendo o cogerador, quando mude da modalidade especial do regime remuneratório para a submodalidade A da modalidade geral do regime remuneratório, celebrar novo contrato com o CUR, nos termos do disposto no artigo 5.º-A.

Capítulo III - Acesso à actividade de produção em cogeração

Secção I - Disposições gerais

Artigo 7.º

Controlo prévio da produção em cogeração

1 -O exercício da atividade de produção em cogeração é livre, podendo ser exercida por pessoas singulares ou coletivas, de direito público ou privado, sem prejuízo da sujeição a controlo prévio para a instalação e exploração da respetiva instalação, nos termos do presente decreto-lei.
2 -Os títulos do controlo prévio variam de acordo com a dimensão da instalação de cogeração, nos seguintes termos:
1. a)Registo da instalação da cogeração e correspondente certificado de exploração, no caso da microcogeração, independentemente do regime remuneratório aplicável;
2. b)Comunicação prévia com prazo e correspondente certificado de exploração, no caso da cogeração de pequena dimensão não enquadrada no regime remuneratório especial;
3. c)Licença de produção e correspondente licença de exploração, nos demais casos.
3 -Sem prejuízo do cumprimento das normas da concorrência e do estabelecido no presente decreto-lei, é permitida a acumulação pelo mesmo cogerador de títulos de controlo prévio para a produção em cogeração.
4 -A cada cogeração corresponde um título de controlo prévio para a totalidade da unidade de cogeração.
5 -A exploração em regime industrial de cada um dos grupos geradores que, nos termos do título de controlo prévio para a instalação, compõem a cogeração, pode ser autorizada temporariamente por título parcelar de exploração, relativo ao grupo a que respeita, sendo o último respeitante à totalidade da cogeração concedido a título definitivo.
6 -Os procedimentos aplicáveis à atribuição, alteração e extinção dos títulos de controlo prévio previstos nas alíneas a) e b) do n.º 2, são estabelecidos em portaria do membro do Governo responsável pela área da energia, tendo em conta o regime previsto no presente decreto-lei para as licenças de produção e de exploração, aplicável com as necessárias adaptações.

Artigo 8.º

Articulação com o licenciamento das instalações eléctricas

1 -(Revogado)
2 -(Revogado)
3 -Sem prejuízo do disposto no número seguinte, a licença de exploração das instalações referidas nos números anteriores é emitida após vistoria para verificação da sua conformidade com os termos da respectiva licença de produção em cogeração e com as normas legais e os regulamentos em vigor, nomeadamente as respeitantes aos regimes jurídicos de prevenção e controlo integrados da poluição e do comércio europeu de licenças de emissão de gases com efeito de estufa, quando aplicáveis.
4 -Tratando-se de cogeração de pequena dimensão, a licença de exploração é atribuída com base em termo de responsabilidade de técnico responsável pela exploração de instalações eléctricas atestando a conformidade da instalação com o projecto aprovado e demais termos da respectiva licença de produção em cogeração, bem como com as normas legais e os regulamentos aplicáveis, sem prejuízo das atribuições do operador da rede a que a cogeração se encontre ligada, relativamente à vistoria das instalações de interface com a rede.

Artigo 9.º

Competência para o licenciamento

1 -A atribuição dos títulos de controlo prévio, incluindo a pronúncia sobre as comunicações prévias com prazo, para a produção em cogeração é competência:
1. a)Do membro do Governo responsável pela área da energia, no caso de instalações com potência elétrica instalada superior a 10 MW;
2. b)Do diretor-geral de energia e geologia, no caso de instalações com potência elétrica instalada inferior ou igual a 10 MW.
2 -É ainda competência do diretor-geral de energia e geologia a atribuição de potências de injeção na RESP e da licença de exploração ou certificado de exploração, bem como os demais atos de autorização previstos no presente decreto-lei.
3 -Cabe à DGEG conduzir a instrução e a coordenação dos procedimentos de licenciamento ou autorização previstos no presente decreto-lei.
4 -(Revogado).

Artigo 10.º

Requisitos para atribuição de títulos de controlo prévio

1 -A atribuição dos títulos de controlo prévio para a produção em cogeração depende:
1. a)Da existência de condições de ligação à RESP adequadas à capacidade de receção de eletricidade, nos termos do disposto no número seguinte, nos casos em que a cogeração seja ligada à RESP;
2. b)Da segurança da rede eléctrica, da fiabilidade das instalações e do equipamento associado, nos termos previstos no Regulamento da Rede de Transporte, no Regulamento da Rede de Distribuição e no Regulamento de Operação de Redes;
3. c)Do cumprimento da legislação e regulamentação aplicável no que respeita à ocupação do solo, à localização, à proteção do ambiente, à proteção da saúde pública e à segurança das populações;
4. d)Do balanço custo-benefício favorável, baseado em análise realizada nos termos do n.º 2 do anexo V do presente decreto-lei, sempre que se trate de uma cogeração cuja potência térmica total seja superior a 20 MW;
5. e)Da poupança de energia primária, da produção de calor útil e da eficiência global da cogeração, calculadas ou apuradas nos termos do presente decreto-lei.
2 -Para efeitos do disposto na alínea a) do número anterior, considera-se que existem condições de ligação à RESP quando:
1. a)O operador da RNT ou da RND, conforme o caso, a que a cogeração pretenda ligar-se tenha emitido parecer favorável, nos 6 meses anteriores ao pedido de atribuição do título de controlo prévio para a instalação da cogeração, nos casos em que a modalidade de regime de remuneração escolhida seja a geral;
2. b)A DGEG tenha atribuído potência de injeção de energia elétrica na RESP, nos termos da portaria referida na alínea b) do n.º 1 do artigo 4.º, nos casos em que a modalidade de regime de remuneração pretendida seja a especial
3 -Para os efeitos do disposto na alínea a) do n.º 1, verifica-se inadequação da capacidade de receção de energia elétrica na RESP quando a potência a injetar nos termos da alínea a) do n.º 1 exceda a capacidade total no ponto de ligação pretendido, tendo em conta o disposto no número seguinte, exceto quando, sendo possível efetuar um reforço da rede, o cogerador suporte os respetivos custos.
4 -Na sequência de pedido do promotor, o parecer referido na alínea a) do n.º 2 é prestado pelo operador da RNT, para cogerações com potência elétrica superior a 50 MW, ou pelo operador da RND, nos restantes casos, tendo em conta as indicações constantes do Plano de Desenvolvimento e Investimento da Rede de Transporte (PDIRT) ou o Plano de Desenvolvimento e Investimento da Rede de Distribuição (PDIRD), consoante aplicável.
5 -O parecer referido no número anterior é entregue ao promotor no prazo de 44 dias úteis, ou de 88 dias úteis para projetos que impliquem uma consulta ao outro operador da rede interligada, contados a partir da data da apresentação do pedido e mediante o pagamento de um preço pelo serviço prestado, a estabelecer no Regulamento das Relações Comerciais.
6 -As instalações de cogeração que utilizem combustíveis com coeficientes de emissão iguais ou inferiores aos do gás natural têm prioridade na obtenção de condições de ligação à RESP, nos mesmos termos da produção de eletricidade a partir de fontes de energia renováveis, mas sem dificultar o acesso à rede da eletricidade de origem renovável.
7 -(Revogado).
8 -(Revogado).

Artigo 11.º

Encargos de ligação às redes

1 -Os encargos e condições comerciais de ligação às redes de instalações de cogeração são estabelecidos no Regulamento de Relações Comerciais aprovado pela ERSE.
2 -O cogerador é responsável pelos custos de ligação.
3 -(Revogado).
4 -(Revogado).

Artigo 12.º

Acesso e funcionamento das redes

1 -Os operadores da RESP devem proporcionar aos cogeradores, de forma não discriminatória e transparente e com base em tarifas aplicáveis a todos os utilizadores das redes, nos termos do Regulamento do Acesso às Redes e às Interligações, o acesso prioritário ou garantido às respetivas redes da eletricidade produzida em cogerações de elevada eficiência, nos mesmos termos aplicáveis à eletricidade produzida a partir de fontes de energia renováveis mas sem dificultar o acesso à rede da eletricidade de origem renovável.
2 -No intuito de simplificar e encurtar os procedimentos de autorização para ligação, os operadores da RESP podem facilitar, de modo especial, a ligação à rede de instalações de cogeração de elevada eficiência a partir de unidades de pequena dimensão e da microcogeração, adotando, sempre que possível, processos de notificação simples do tipo «instalação e informação» aplicáveis à microcogeração.
3 -Sempre que adequado, os operadores da RNT e RND incentivam a instalação da cogeração de elevada eficiência na proximidade de zonas em que exista procura, de modo a reduzir os encargos relativos à ligação e à utilização das redes.
4 -Os operadores da RESP devem tomar medidas operacionais adequadas para prevenir ou minimizar o estabelecimento de limitações ao transporte e distribuição de eletricidade proveniente de cogerações.
5 -Quando, por razões relacionadas com a segurança e fiabilidade das redes ou com a segurança do abastecimento, sejam impostas limitações significativas ao transporte e distribuição da eletricidade proveniente de cogerações, tais limitações devem ser reportadas de forma imediata pelo operador da rede à DGEG com a indicação das medidas corretivas que serão adotadas.
6 -No exercício das suas competências, a ERSE, os operadores da RNT e RND e a DGEG devem assegurar que as tarifas de rede e a regulamentação das redes preenchem os critérios previstos no anexo VI e requisitos da legislação em vigor sobre a eficiência energética e designadamente as orientações e os códigos desenvolvidos por força do Regulamento (CE) n.º 714/2009, do Parlamento Europeu e do Conselho, de 13 de julho de 2009, relativo às condições de acesso à rede para o comércio transfronteiriço de eletricidade.
7 -Para além das obrigações previstas no n.º 1, os operadores da RESP devem satisfazer os requisitos previstos no anexo VII.
8 -Sempre que seja técnica e economicamente viável tendo em conta o modo de exploração da instalação de cogeração de elevada eficiência, o respetivo cogerador pode oferecer serviços de sistema aos operadores da RNT e RND, devendo tais serviços ser contratados através de um processo de concurso transparente, não discriminatório e passível de controlo.

Artigo 12.º-A

Exploração e inspeções

1 -As operações de exploração, manutenção e reparação no ramal de interligação são efetuadas pelo operador da rede que recebe a energia, o qual, se necessário e em qualquer momento, tem acesso a esse ramal e ao órgão de manobra que permite desligar o sistema de produção da rede recetora.
2 -Quando a energia produzida na instalação de cogeração seja transacionada no âmbito de contratos bilaterais, devem os mesmos contratos a celebrar entre o produtor e o operador da rede que recebe a energia indicar quais os interlocutores a que cada uma das partes se deve dirigir no caso de pretender efetuar qualquer intervenção.
3 -A exploração do sistema de produção é conduzida de modo a não perturbar o funcionamento normal da rede que recebe a energia.
4 -O operador da rede que recebe a energia tem o direito de inspecionar periodicamente as regulações e as proteções das instalações de produção ligadas à sua rede.

Artigo 12.º-B

Equipamentos e procedimentos técnicos de medição

1 -A medição da energia e da potência, para efeitos da faturação da energia fornecida pelo cogerador, é realizada por contadores que assegurem a leitura diferenciada para a medida da energia fornecida ao cogerador e injetada por este na RESP, independentemente da dimensão da instalação de cogeração ou do regime remuneratório aplicável.
2 -Os transformadores de medida podem ser comuns às medidas da energia fornecida e da energia recebida.
3 -Os equipamentos e os procedimentos técnicos usados nas medições da energia fornecida pelos cogeradores são análogos aos usados pela rede para a medição da energia fornecida a consumidores.

Secção II - Procedimento de atribuição da licença em cogeração

Artigo 13.º

Plataforma eletrónica do controlo prévio da cogeração

1 -Todos os pedidos, comunicações e notificações, incluindo peças gráficas ou, em geral, quaisquer declarações relacionadas com o controlo prévio das instalações de cogeração, entre os interessados e outros intervenientes no procedimento, devem ser efetuados por meios eletrónicos, através dos sítios de Internet que disponibilizam o Portal da DGEG, sem prejuízo da sua interconexão com o Portal do Cidadão e o Portal da Empresa.
2 -A plataforma referida no número anterior assegura:
1. a)O recurso a meios de autenticação segura, designadamente através do cartão de cidadão ou da chave móvel digital, nos termos do artigo 4.º da Lei n.º 37/2014, de 26 de junho;
2. b)A disponibilização de informação e dados em formatos abertos, que permitam a leitura por máquina, nos termos da Lei n.º 36/2011, de 21 de junho;
3. c)A interligação com a plataforma de interoperabilidade da Administração Pública e com o sistema de pesquisa online de informação pública a que se refere o do Decreto-Lei n.º 135/99, de 22 de abril, alterado pelos Decretos-Leis n.os 29/2000, de 13 de março, 72-A/2010, de 18 de junho, e 73/2014, de 13 de maio.
3 -No âmbito dos procedimentos administrativos previstos neste decreto-lei, os requerentes podem solicitar a dispensa da apresentação dos documentos em posse de qualquer serviço ou organismo da Administração Pública, nos termos do artigo 28.º-A do Decreto-Lei n.º 135/99, de 22 de abril, alterado pelos Decretos-Leis n.os 29/2000, de 13 de março, 72-A/2010, de 18 de junho, e 73/2014, de 13 de maio.

Artigo 14.º

Pedido de licença de produção em cogeração

1 -O procedimento para atribuição de licença de produção em cogeração inicia-se com a apresentação, por meios electrónicos, de um pedido devidamente instruído nos termos previstos nos números seguintes, dirigido à entidade competente para o licenciamento.
2 -O pedido é instruído com os seguintes elementos:
1. a)Identificação completa do requerente, incluindo o endereço electrónico de contacto;
2. b)Informação sobre a existência de capacidade de receção e as condições de ligação à rede, nos termos do n.º 3, ou, no caso previsto na segunda parte da alínea b) do n.º 2 do artigo 10.º, cópia da notificação comunicando a atribuição de potência de injeção na RESP, quando o requerente pretenda ligar-se à RESP;
3. c)Projecto da instalação de cogeração e os demais elementos estabelecidos no anexo iv do presente decreto-lei, do qual faz parte integrante;
4. d)Demonstração do cálculo da poupança de energia primária, conforme o anexo III, bem como, sempre que se trate de uma cogeração cuja potência térmica total seja superior a 20 MW, o resultado de uma avaliação dos custos e dos benefícios relativos ao funcionamento da instalação como cogeração de elevada eficiência com base em análise custo-benefício realizada nos termos do n.º 2, do anexo V;
5. e)Demonstração da fração de consumo de energia primária de fonte renovável, quando aplicável;
6. f)Demonstração ou comprovativo contratual com terceiros, se for o caso, da utilização da energia térmica produzida em cogeração, de acordo com o conceito de calor útil definido no artigo 2.º, apresentando a devida justificação;
7. g)Cronograma das acções necessárias para a instalação da unidade de cogeração, incluindo a indicação do prazo para entrada em exploração;
8. h)Declaração de impacte ambiental (DIA) favorável ou favorável condicionada ou decisão de conformidade ambiental do projeto de execução, conforme aplicável nos termos do Decreto-Lei n.º 151-B/2013, de 31 de outubro, ou decisão do procedimento de avaliação de incidências ambientais (DIncA), quando legalmente exigível;
9. i)[Revogada];
10. j)Quando a instalação de produção em cogeração implique a realização de operação urbanística sujeita a controlo prévio nos termos do Decreto-Lei n.º 555/99, de 16 de dezembro, que estabelece o regime jurídico da urbanização e edificação (RJUE), projeto de arquitetura aprovado ou informação prévia favorável, requerida nos termos do n.º 2 do artigo 14.º do RJUE.
3 -Nos casos previstos na alínea j) do número anterior, não pode ser emitido o alvará de licença ou apresentada a comunicação prévia de operação urbanística, sem que seja emitida a licença de produção em cogeração.
4 -A informação referida na primeira parte da alínea b) do número anterior é prestada pelo operador da RNT, para cogerações com potência eléctrica superior a 50 MW, ou pelo operador da RND, nos restantes casos, tendo em conta o Plano de Desenvolvimento e Investimento da Rede de Transporte (PDIRT) e o Plano de Desenvolvimento e Investimento da Rede de Distribuição (PDIRD), devendo ser prestada no prazo de 40 dias, ou de 90 dias para projectos que impliquem uma consulta a outro operador de rede com a qual a RNT esteja interligada, contados a partir da data da apresentação da solicitação do interessado e mediante o pagamento de um preço pelo serviço prestado, a estabelecer no Regulamento das Relações Comerciais.
5 -A portaria prevista no n.º 2 do artigo 4.º pode determinar que elementos instrutórios do pedido de atribuição de licença de produção sejam apresentados antecipadamente, no âmbito da instrução do procedimento para atribuição do ponto de receção.

Artigo 15.º

Marcha do procedimento

1 -No prazo máximo de 20 dias após a recepção do pedido, a DGEG verifica a sua conformidade à luz do disposto no artigo anterior e, se for caso disso, solicita ao requerente, por meios electrónicos, elementos em falta ou complementares, a juntar no prazo de 10 dias.
2 -A falta de apresentação no prazo fixado dos elementos solicitados nos termos do número anterior implica o indeferimento do pedido.
3 -Sem prejuízo de outras situações legalmente previstas ou dos casos em que a DGEG considere ser necessário solicitar informação a outras entidades, a DGEG deve solicitar, por meios electrónicos, ao operador da rede a que se liga a instalação de cogeração a licenciar para se pronunciar sobre a conformidade do pedido com os regulamentos aplicáveis.
4 -O prazo para a emissão de informação ou de parecer solicitado referido no número anterior é de 20 dias contados a partir da data de recepção do pedido formulado pela DGEG.
5 -As informações ou os pareceres prestados nos termos do presente artigo devem ser objectivos, fundamentados e conclusivos e obrigatoriamente colhidos e emitidos por meio electrónicos.

Artigo 16.º

Decisão

1 -Concluído o procedimento, a entidade licenciadora profere decisão ou projecto de decisão do pedido no prazo de 30 dias, tendo em conta os requisitos estabelecidos no artigo 10.º e as disposições do Código do Procedimento Administrativo relativas à audiência prévia.
2 -Em caso de decisão final favorável, ou condicionalmente favorável, considera-se atribuída a licença de produção em cogeração.
3 -Em caso de indeferimento do pedido de atribuição de licença de produção em cogeração, o requerente é informado das razões determinantes da mesma, as quais devem ser objectivas e não discriminatórias.
4 -A decisão proferida sobre o pedido de atribuição da licença de produção em cogeração é dada também a conhecer ao operador da rede relevante, bem como divulgada no sítio da Internet da DGEG.
5 -Concluído o processo de licenciamento nos termos do presente decreto-lei, a exploração deve iniciar-se, observado o disposto nos n.os 3 e 4 do artigo 8.º, no prazo fixado na licença de produção em cogeração, o qual não poderá exceder 36 meses contados da atribuição desta licença.
6 -O prazo referido no número anterior pode ser prorrogado pela entidade licenciadora a pedido devidamente fundamentado do cogerador, até ao máximo de dois períodos de 12 meses, se a impossibilidade do cumprimento do prazo não lhe for imputável.
7 -A licença de produção em cogeração caduca se a exploração não for iniciada dentro do prazo fixado nos termos do n.º 5, ou da prorrogação concedida nos termos do número anterior.

Secção III - Regime da licença de produção

Artigo 17.º

Direitos do cogerador

1 -O cogerador tem os direitos de:
1. a)Consumir ou fornecer a energia térmica produzida;
2. b)Consumir a energia eléctrica produzida ou fornecê-la nas condições estabelecidas no presente decreto-lei;
3. c)Realizar paralelo com a RESP, nos termos da regulamentação aplicável;
4. d)Adquirir a electricidade de reserva ou de reforço;
5. e)Ter prioridade na entrega de energia à RESP, nos termos do artigo 12.º;
6. f)Fornecer serviços de sistema através de contratação bilateral com o operador de sistema ou através de mercados organizados para o efeito, nas condições estabelecidas no presente decreto-lei e demais regulamentação aplicável;
7. g)Fornecer energia eléctrica em situação de indisponibilidade da RESP aos consumidores que estejam ligados à instalação de cogeração.
2 -Para efeitos do fornecimento referido na alínea b) do número anterior, o cogerador pode estabelecer linhas diretas próprias para o abastecimento de terceiros, ou linhas internas para abastecimento próprio, as quais não integram a RESP.
3 -Para efeitos do disposto na alínea d) do n.º 1, entende-se como electricidade de reserva a electricidade que deve ser fornecida pela rede eléctrica sempre que haja perturbação, inclusivamente em períodos de manutenção ou de avaria do processo de cogeração, e como electricidade de reforço, a electricidade fornecida pela rede eléctrica caso a procura de electricidade seja superior à produção pelo processo de cogeração.

Artigo 18.º

Deveres do cogerador

1 -O cogerador tem os seguintes deveres:
1. a)Entregar e receber energia eléctrica de acordo com as normas técnicas aplicáveis e de modo a não introduzir perturbações no normal funcionamento da RESP;
2. b)Estabelecer contratos de venda total ou parcial e aquisição de energia eléctrica com os clientes finais ou com os comercializadores ou, se for caso disso, com o CUR, sendo que o regime de opção pela modalidade especial exclui a modalidade geral, excepto nos fornecimentos de energia eléctrica a cliente ou clientes directamente ligados a instalação de cogeração;
3. c)Observar as condições técnicas e de segurança de ligação às redes de transporte e distribuição da RESP, em conformidade com os regulamentos aplicáveis;
4. d)Cumprir as regras estabelecidas para a injeção de energia reativa no Regulamento da Rede de Transporte e no Regulamento da Rede de Distribuição e do Regulamento de Relações Comerciais, sem prejuízo do direito previsto na alínea f) do n.º 1 do artigo anterior;
5. e)Adquirir e instalar o equipamento de telecontagem para a produção de energia eléctrica;
6. f)Requerer a atribuição de licença de produção para a realização de alterações ou renovações substanciais à cogeração;
7. g)Comunicar previamente à DGEG a realização de quaisquer alterações ao centro eletroprodutor que não se reconduzam às alterações previstas na alínea anterior.
2 -Caso a potência de ligação seja superior a 10 MW e o fornecimento da energia eléctrica não seja efectuado em mercados organizados ou através de contratação bilateral, comunicar ao gestor da RESP envolvida, e ou à concessionária da RNT na sua função de gestor global do Sistema Eléctrico Nacional (SEN), com uma antecedência mínima de 36 horas em relação ao início de um determinado dia, o regime de produção da energia eléctrica que prevê injectar na RESP nesse dia.
3 -A participação do cogerador nos diversos mercados requer a obtenção do estatuto de agente de mercado nos termos previstos no Regulamento de Relações Comerciais, ou a sua representação por agente de mercado que assuma, em seu nome, os correspondentes deveres e direitos perante o mercado.

Artigo 18.º-A

Alteração da cogeração

1 -Considera-se alteração da cogeração qualquer modificação introduzida nas características da instalação ou da sua ligação à rede que constem da decisão de atribuição do ponto de receção, quando aplicável, ou do título de controlo prévio e, nomeadamente, as seguintes modificações:
1. a)O reforço da potência instalada ou de ligação até ao limite de 20 % da fixada no título de controlo prévio para injeção na rede, sem prejuízo do disposto na subalínea i) da alínea b) do n.º 1 do artigo 4.º, quando aplicável;
2. b)A mudança de ponto de receção para outra zona de rede, nos casos em que esta não envolva a deslocalização de uma cogeração já existente ou em obra, exceto quando a mudança de localização seja necessária para superar a perda de cliente da energia térmica não imputável ao cogerador;
3. c)A conversão para cogeração de elevada eficiência que utilize ou passe a utilizar uma energia primária de fonte renovável ou gás natural, desde que a conversão não constitua renovação substancial;
4. d)A mudança de ponto de receção dentro da mesma zona de rede, a alteração de tensão nominal, o regime do neutro e a potência de curto-circuito, bem como as alterações que impliquem reduções da potência de ligação ou instalada ou a mera substituição de transformadores ou outros componentes técnicos que não envolvam acréscimos de potência de injeção na RESP.
2 -As alterações enumeradas no número anterior carecem de autorização, exceto as previstas na alínea d), que são objeto de mera comunicação prévia dirigida à DGEG e averbamento.
3 -A renovação referida na alínea r) do artigo 2.º-A e as alterações não compreendidas nos números anteriores são consideradas substanciais carecendo de novo procedimento de controlo prévio e, se for o caso, de nova atribuição de potência de ligação à RESP, nos termos e condições a estabelecer em portaria do membro do Governo responsável pela área da energia.
4 -A alteração prevista no n.º 2 que seja autorizada e realizada em contexto de aplicação do regime especial de remuneração não determina qualquer interrupção da contagem dos prazos de duração do referido regime de remuneração, que continuam a correr, sem prejuízo do disposto nos números seguintes.
5 -O prémio de elevada eficiência e ou o prémio de energia renovável a que as instalações enquadradas no regime especial de remuneração passem a poder beneficiar, no seguimento da autorização referida no n.º 2, são devidos a partir do mês seguinte ao da entrada em exploração da alteração autorizada e vigora até ao final do prazo de duração do regime especial de remuneração que estiver em aplicação.
6 -A alteração não substancial autorizada nos termos do n.º 2 de que resulte um aumento da eficiência global da cogeração e cujo custo seja superior a 25 % do custo do investimento numa nova unidade comparável, habilita o cogerador, mediante pedido fundamentado à DGEG, a uma prorrogação suplementar do período de aplicação da modalidade especial do regime remuneratório pelo período máximo de três anos.
7 -O prazo para entrada em exploração da alteração autorizada nos termos do n.º 2 observa o disposto nos n.os 5 e 6 do artigo 16.º

Artigo 19.º

Transmissão da licença

1 -A transmissão da licença de produção em cogeração ou a cedência, a qualquer título, da gestão ou da exploração da cogeração deve ser comunicada à DGEG, por meios electrónicos, pelo titular da licença, sem prejuízo do disposto nos números seguintes.
2 -A comunicação a que se refere o número anterior é acompanhada de cópia do contrato que titula a transmissão ou cedência, da data em que esta produz efeitos e da identificação completa do transmissário ou cessionário.
3 -Para as instalações de cogeração com potência elétrica superior a 20 MW, a transmissão de licença de produção segue o regime previsto para a produção em regime ordinário constante do Decreto-Lei n.º 172/2006, de 23 de agosto.

Artigo 19.º-A

Desqualificação da cogeração renovável e ou de elevada eficiência

1 -A cogeração renovável e ou de elevada eficiência que, beneficiando do prémio de energia renovável e ou do prémio de elevada eficiência, deixe de cumprir os requisitos de que depende a atribuição de uma ou outra classificação perde de imediato o referido prémio, só podendo voltar a adquiri-lo quando comprove a recuperação de tal classificação.
2 -A recuperação da classificação da cogeração como renovável e ou de elevada eficiência ocorre no mês seguinte à sua verificação em auditoria promovida pelo cogerador.
3 -O período de duração da desclassificação não afeta a continuidade da contagem do prazo de duração da modalidade especial que não se interrompe, sem prejuízo do disposto no artigo seguinte.
4 -O produtor deve comunicar à DGEG, de imediato, a ocorrência de circunstâncias determinantes da perda da classificação a que se refere o n.º 1, e o período estimado para a sua superação.
5 -Cabe ao membro do Governo responsável pela área da energia definir, se necessário, mediante portaria, o circunstancialismo relevante para efeitos da boa aplicação do presente artigo.

Artigo 19.º-B

Desqualificação da cogeração

1 -Quando a instalação deixar de cumprir os requisitos inerentes à sua qualificação como unidade de produção em cogeração, de acordo com as regras do presente decreto-lei, o cogerador, independentemente da respetiva modalidade de regime remuneratório, deve informar a DGEG, de imediato, e repor a situação no prazo fixado pela DGEG, desde que não inferior a três meses nem superior a oito meses, não prorrogáveis, ou, na falta de fixação, no prazo de seis meses, contados da data da perda dos referidos requisitos ou, não sendo o caso, solicitar, no momento da referida informação, a convolação do licenciamento para outro regime jurídico da produção de eletricidade compatível com o estado de funcionamento da unidade de produção.
2 -Quando a perda de requisitos seja verificada na sequência de ação de fiscalização ou auditoria, o cogerador é notificado da não verificação dos requisitos da instalação como unidade de produção em cogeração e solicitado a repor a situação ou requerer a convolação do respetivo licenciamento nos termos do número anterior, devendo a notificação estar acompanhada do relatório da fiscalização ou auditoria.
3 -Sem prejuízo do disposto no artigo anterior, decorridos três meses após a notificação referida no número anterior e caso o cogerador não tenha requerido a convolação do licenciamento ou apresentado relatório elaborado por auditor que ateste as medidas tomadas e a reposição do funcionamento da instalação como unidade de produção em cogeração, a DGEG promove nova ação de fiscalização ou auditoria para verificação do cumprimento dos referidos requisitos.
4 -Caso o relatório do auditor do cogerador ou a ação de fiscalização ou auditoria da DGEG realizados nos termos do número anterior conclua que se mantém o incumprimento dos requisitos inerentes à qualificação da instalação como unidade de produção em cogeração, a DGEG, após pronúncia do cogerador em cinco dias úteis, emite declaração de desqualificação da instalação como cogeração.
5 -A declaração de desqualificação implica a caducidade imediata e automática do título de controlo prévio atribuído ao cogerador, no âmbito do presente decreto-lei, com todas as consequências legais, incluindo no plano remuneratório que estiver a cargo do CUR, sendo notificada ao cogerador, ao operador da rede relevante e, se for o caso, ao CUR, nas 24 horas subsequentes, para cancelamento da emissão de garantias ou certificados de origem e do pagamento da tarifa e prémios aplicáveis.
6 -A DGEG está obrigada a suspender, de imediato, o pagamento da tarifa e dos prémios pagos pelo CUR, no âmbito dos regimes remuneratórios previstos no presente decreto-lei, de que a cogeração beneficie, logo que tenha conhecimento fundado de que a cogeração incorreu em perda dos requisitos inerentes à sua qualificação como unidade de produção em cogeração, sem prejuízo do disposto nos n.os 7 e 9.
7 -A suspensão prevista no número anterior não opera, na totalidade, quanto ao pagamento da tarifa, quando a perda de requisitos tenha sido comunicada pelo cogerador nos termos previstos no n.º 1 e este declare estar a adotar medidas para repor a situação, a ocorrer no prazo fixado pela DGEG ou no prazo supletivo previsto no n.º 1, não prorrogável, caso em que a suspensão total só será determinada a partir do final deste prazo se não for reposto o funcionamento em modo de cogeração, sem prejuízo da suspensão do pagamento de prémios nos termos do artigo anterior.
8 -Nos casos previstos no número anterior, durante o período aí referido, o cogerador recebe 75 % da tarifa, sendo os remanescentes 25 % pagos no mês seguinte após este demonstrar que recuperou os requisitos inerentes à sua qualificação como unidade de cogeração e se esta recuperação ocorrer dentro do prazo fixado pela DGEG ou no prazo supletivo previsto no n.º 1.
9 -Quando, nos casos previstos no número anterior, a situação não seja reposta no prazo fixado pela DGEG ou no prazo supletivo previsto no n.º 1, o cogerador devolve ao CUR a diferença entre o montante recebido durante aquele período, a título de tarifa, e o valor que lhe seria devido caso o valor da mesma energia fosse calculado nos termos do previsto no artigo 24.º do Decreto-Lei n.º 153/2014, de 20 de outubro.
10 -Durante o período de suspensão de pagamentos nas situações previstas no n.º 2, determinada nos termos do disposto no n.º 6, a eletricidade injetada na rede é paga pelo CUR pelo valor calculado nos termos do disposto no artigo 24.º do Decreto-Lei n.º 153/2014, de 20 de outubro.
11 -Em qualquer caso, a suspensão de pagamentos da tarifa não afeta a continuidade da contagem do prazo de duração da modalidade especial do regime remuneratório de que beneficie o cogerador, o qual não se interrompe ou suspende.
12 -Para efeitos do disposto no presente artigo, considera-se que a cogeração deixa de cumprir os requisitos inerentes à produção em cogeração quando cesse a produção combinada de energia elétrica e de calor útil de que resulte uma poupança de energia primária relativamente à produção separada de calor e eletricidade, de acordo com os conceitos e regras estabelecidos no presente decreto-lei.

Artigo 20.º

Remissão para o Decreto-Lei n.º 172/2006, de 23 de Agosto

Sem prejuízo do disposto no presente decreto-lei, é aplicável à produção em cogeração, com as necessárias adaptações e nomeadamente as decorrentes do previsto no artigo anterior, o disposto nos artigos 15.º, 18.º, 20.º-A, 20.º-B, 21.º, 23.º, 24.º, 25.º, 26.º, 27.º, 28.º e 30.º do Decreto-Lei n.º 172/2006, de 23 de agosto.

Capítulo IV - Garantias de origem

Artigo 21.º

Noção e conteúdo

1 -Qualquer produtor de eletricidade em instalações de cogeração de elevada eficiência pode solicitar à entidade emissora de garantias de origem (EEGO) a emissão de garantia de origem referente à eletricidade produzida em cogeração.
2 -(Revogado).
3 -A garantia de origem destina-se:
1. a)A comprovar que a quantidade de eletricidade vendida é produzida em cogeração de elevada eficiência;
2. b)A certificar que a instalação permite a obtenção de uma poupança de energia primária de acordo com o estabelecido no anexo iii.
4 -A garantia de origem pode ser utilizada no âmbito da União Europeia e utilizada para fins estatísticos.
5 -A garantia de origem contém as seguintes especificações:
1. a)O poder calorífico inferior da fonte de combustível a partir da qual foi produzida a electricidade;
2. b)O tipo e as quantidades de cada combustível utilizado;
3. c)A quantidade e a utilização do calor produzido em combinação com a eletricidade;
4. d)As datas e os locais da produção;
5. e)A quantidade de eletricidade produzida em cogeração de elevada eficiência, nos termos do anexo II, que é coberta pela garantia de origem;
6. f)A poupança de energia primária, calculada de acordo com o anexo III, com base nos valores de referência harmonizados em matéria de eficiência, estabelecidos nos termos do referido anexo;
7. g)A eficiência elétrica e térmica nominal da instalação de cogeração;
8. h)Se, e em que medida, a instalação beneficiou de apoio ao investimento;
9. i)Se, e em que medida, a unidade de energia beneficiou por qualquer outra via de um regime de apoio nacional, e o tipo de regime de apoio;
10. j)A identidade, localização, tipo e capacidade (térmica e elétrica) da instalação de cogeração em que a energia foi produzida e a data da sua entrada em serviço;
11. l)A data de emissão, o número de identificação único e a entidade emissora da garantia de origem.
6 -A garantia de origem deve ter um formato normalizado de 1 MWh, correspondente à produção líquida de eletricidade medida à saída da instalação e exportada para a rede.
7 -Sem prejuízo do disposto no número seguinte, as garantias de origem emitidas em outros Estados membros são reconhecidas pelo Estado Português.
8 -O reconhecimento de uma garantia de origem proveniente de outro Estado membro pode ser recusado, sempre que, com base em critérios objectivos, transparentes e não discriminatórios, existam, nomeadamente, fundadas suspeitas de fraude.
9 -Os prémios e a tarifa de referência previstos no artigo 4.º-A apenas são pagos contra a entrega ao CUR de garantias de origem emitidas pela EEGO, a pedido do cogerador, devendo reverter para a EEGO.
10 -O disposto no n.º 1 não obsta à obtenção pela cogeração renovável da garantia de origem prevista no Decreto-Lei n.º 141/2010, de 31 de dezembro, alterado pelo Decreto-Lei n.º 39/2013, de 18 de março, no que respeita à energia de fonte renovável.

Artigo 22.º

Certificado de origem

1 -Qualquer produtor de eletricidade em instalações de cogeração eficiente, quando enquadrado na modalidade especial do regime remuneratório, deve solicitar à EEGO a emissão de certificado de origem referente à eletricidade produzida em cogeração eficiente.
2 -É aplicável ao certificado de exploração, com as necessárias adaptações, o disposto no artigo anterior, à exceção do disposto no n.º 4.
3 -(Revogado).
4 -(Revogado).

Artigo 23.º

Entidade responsável pela emissão das garantias e certificados de origem (EEGO)

1 -Ficam cometidas à concessionária da RNT as competências relativas à emissão e acompanhamento das garantias e certificados de origem, nos termos previstos no presente decreto-lei, sendo esta designada por EEGO.
2 -A EEGO deve, no desempenho das suas funções, utilizar critérios objetivos, transparentes e não discriminatórios.
3 -A EEGO está sujeita à fiscalização da Entidade Nacional para o Setor Energético, E. P. E., que divulga no seu sítio na Internet o relatório anual síntese das ações realizadas.

Artigo 24.º

Competências da EEGO

1 -São competências da EEGO:
1. a)A implementação e gestão de um sistema de emissão de garantias de origem da electricidade produzida em cogeração de elevada eficiência, compreendendo o registo, a emissão, a anulação e cancelamento dos respectivos comprovativos;
2. b)A implementação e gestão de um sistema de recolha e registo da informação relativa às instalações de cogeração eficiente, mas não de elevada eficiência para registo, emissão, anulação e cancelamento de certificados de origem;
3. c)A realização, directamente ou através de auditores externos reconhecidos pela DGEG, de acções de auditoria e monitorização das instalações e equipamentos de produção em cogeração, assim como dos equipamentos de medição de energia, que permitam e assegurem a correcta qualificação das instalações e a garantia ou certificação de origem da electricidade produzida;
4. d)A disponibilização para consulta pública, nomeadamente através de uma página na Internet, a disponibilizar pela EEGO, da informação relevante e não confidencial relativa à emissão de garantias e de certificados de origem;
5. e)A realização de outras acções e procedimentos considerados necessários ao desempenho das suas funções.
2 -Sem prejuízo do disposto na alínea c) do número anterior, a EEGO realiza, anualmente, pelo menos, auditorias a um terço do universo das cogerações, devendo todas as instalações estar auditadas a cada três anos, pelo menos.
3 -Nos anos em que não seja realizada auditoria à instalação, a garantia e o certificado de origem podem ser emitidos apenas com base nos dados obtidos com o licenciamento da cogeração, ou nos dados obtidos na última auditoria realizada, conforme o caso.
4 -Nos casos em que, num dado trimestre, venha a ocorrer diferença face aos valores relevantes determinados na última auditoria que impliquem a alteração do valor da poupança de energia primária em mais de cinco pontos percentuais, o cogerador deve informar a EEGO, por meios electrónicos.
5 -O modo de exercício das funções da EEGO consta de um manual de procedimentos, a ser elaborado por aquela entidade e aprovado pela DGEG, no prazo de 90 dias após o início de funções da EEGO.

Artigo 25.ºRevogado

Contabilidade, custos e receitas da EEGO

1 -Os registos contabilísticos respeitantes à actividade de emissão das garantias e certificados de origem são objecto de individualização e separação relativamente aos de outras actividades, reguladas ou não, desempenhadas pela concessionária da RNT.
2 -São custos da EEGO os encargos de capital, financeiros, de pessoal e de serviços de terceiros referentes:
1. a)À instalação e gestão do sistema de emissão de garantias e certificados de origem;
2. b)À realização de acções de auditoria e monitorização das instalações de cogeração, assim como dos equipamentos de medição de energia;
3. c)A outros custos desde que aceites pela DGEG.
3 -São receitas da EEGO os valores cobrados pelos serviços prestados, de montante a fixar por esta entidade após aprovação da DGEG, e relativos a:
1. a)Pedidos de emissão de garantia ou certificado de origem, bem como a sua renovação;
2. b)Auditorias realizadas a instalações de cogeração, pela EEGO ou por auditores por indicados por esta e reconhecidos pela DGEG.
4 -O orçamento, relatório e contas, na parte relativa à actividade da EEGO, são comunicados à DGEG, para se pronunciar no prazo de 30 dias.

Capítulo V - Relatórios e deveres de informação

Artigo 26.º

Potencial nacional de cogeração de elevada eficiência e análise custo-benefício

1 -Compete à DGEG promover e concluir, até 31 de outubro de 2015, uma avaliação exaustiva das potencialidades em matéria de aplicação da cogeração de elevada eficiência, incluindo a microcogeração de elevada eficiência, da qual devem constar as informações previstas no anexo VIII da Diretiva n.º 2012/27/UE, do Parlamento Europeu e do Conselho, de 25 de outubro de 2012.
2 -A análise do potencial nacional de cogeração de elevada eficiência, a realizar nos termos do número anterior, deve, nomeadamente:
1. a)Basear-se em dados científicos bem documentados e respeitar os critérios previstos no anexo iv da Directiva n.º <a href="eurlex.asp?ano=2004&id=304L0008" title="Link para Directiva da Comunidade Europeia!�2004/8/CE, do Parlamento Europeu e do Conselho, de 11 de Fevereiro;
2. b)Identificar o potencial em matéria de procura de calor e frio úteis, adequados à cogeração de elevada eficiência, bem como a disponibilidade de combustíveis e de outras fontes de energia a utilizar em cogeração;
3. c)Incluir um estudo separado dos entraves que podem impedir a realização do potencial nacional de cogeração de elevada eficiência;
4. d)Ter em conta, especialmente, os entraves em matéria de preços e custos de acesso aos combustíveis, os relacionados com a RESP, os associados a procedimentos administrativos e os ligados à não internalização dos custos externos nos preços da energia.
3 -A avaliação a que se refere o n.º 1 é acompanhada de uma análise de custo-benefício que abranja a totalidade do território, tendo em conta as condições climáticas, a viabilidade económica e a adequação técnica, nos termos da parte 1 do anexo V, e permita identificar as soluções mais eficazes, em termos de recursos e de custos, para responder às necessidades de aquecimento e arrefecimento, devendo a tal análise estar integrada numa avaliação ambiental realizada ao abrigo da Diretiva n.º 2001/42/CE, do Parlamento Europeu e do Conselho, de 27 de junho de 2001, relativa à avaliação dos efeitos de determinados planos e programas no ambiente.
4 -Caso a avaliação e análise a que se referem os n.os 1 e 3 revelem potencialidades em matéria de aplicação de cogeração de elevada eficiência e de aquecimento e arrefecimento urbano eficientes cujos benefícios excedam os custos, o membro do Governo responsável pela área da energia promove a adoção de medidas adequadas para permitir o desenvolvimento de infraestruturas eficientes de aquecimento e arrefecimento urbano e ou da cogeração de elevada eficiência, bem como a utilização de um sistema de aquecimento e arrefecimento provenientes da produção de calor residual e de fontes de energia renováveis.
5 -Caso a avaliação e análise a que se referem os n.os 1 e 3 não revelem potencialidades cujos benefícios excedam os custos, incluindo os custos administrativos de realização da análise de custo-benefício, o membro do Governo responsável pela área da energia promove a adoção de medidas que podem consistir na isenção da análise custo-benefício para novas instalações industriais ou redes de aquecimento ou arrefecimento.
6 -O relatório da avaliação mencionada no n.º 1 é comunicado à Comissão Europeia até 31 de dezembro de 2015.

Artigo 27.º

Relatórios e estatísticas da cogeração

1 -Cabe à DGEG assegurar o cumprimento, em tempo, das obrigações em matéria de elaboração, divulgação e transmissão de relatórios e informação estatística previstas, designadamente, no artigo 10.º da Diretiva n.º 2004/8/CE, do Parlamento Europeu e do Conselho, de 11 de fevereiro, bem como no n.º 6 do artigo 24.º da Diretiva n.º 2012/27/UE, do Parlamento Europeu e do Conselho, de 25 de outubro de 2012.
2 -A EEGO deve fornecer à DGEG, por meios electrónicos, os dados informativos e relatórios necessários ao cumprimento do disposto no número anterior, ou decorrentes das obrigações legais que lhe estão cometidas.
3 -A EEGO elabora até 30 de Abril de cada ano um relatório anual sobre a actividade desenvolvida no ano precedente, que deve incluir os resultados apurados com as auditorias realizadas e ser remetido à DGEG, por meios electrónicos, bem como divulgado no seu sítio da Internet.

Artigo 28.º

Obrigações de informação dos cogeradores

1 -O cogerador está obrigado a fornecer à EEGO, até ao final de cada mês e por meios electrónicos, os dados informativos sobre os quantitativos da energia térmica e eléctrica e, se for caso disso, mecânica produzidos, os quantitativos da energia eléctrica adquirida e vendida ao CUR e os quantitativos da energia eléctrica adquirida e vendida a terceiros, referentes ao penúltimo mês anterior, em conformidade com formulário a disponibilizar no respectivo sítio da Internet, e, logo que possível, no Portal do Cidadão e no Portal da Empresa.
2 -O cogerador deve, ainda, enviar à DGEG, até ao final do mês de Março de cada ano, por meios electrónicos, a seguinte informação relativa ao ano anterior:
1. a)A energia térmica e a energia eléctrica e ou mecânica produzidas, excluindo os consumos nos sistemas auxiliares internos de produção energética;
2. b)A energia térmica útil consumida a partir da energia térmica produzida, excluindo os consumos nos sistemas auxiliares internos de produção energética;
3. c)Os combustíveis utilizados e respectivas quantidades, avaliados a partir do poder calorífico inferior;
4. d)O equivalente energético dos recursos renováveis ou resíduos industriais, agrícolas ou urbanos consumidos;
5. e)Os quantitativos da energia eléctrica adquirida e vendida ao CUR;
6. f)Os quantitativos da energia adquirida e vendida a terceiros;
7. g)A identificação das entidades a quem foi fornecida a energia eléctrica;
8. h)As potências instaladas em cogeração;
9. i)O número de horas de funcionamento do equipamento em cogeração.
3 -O cogerador está igualmente obrigado:
1. a)A facultar à EEGO todas as informações e os documentos necessários à emissão e verificação das garantias e certificados de origem;
2. b)A facilitar o acesso às instalações de produção para o bom desempenho das funções inerentes à emissão e verificação das garantias e certificados de origem;
3. c)A permitir a realização, prestando a colaboração necessária, de ações de auditoria e monitorização das instalações de cogeração e dos equipamentos de produção e medição de energia, bem como do combustível utilizado e da respetiva fração renovável.

Capítulo VI - Fiscalização e auditorias

Artigo 29.º

Fiscalização técnica

1 -Compete à DGEG a fiscalização técnica relativa ao exercício da atividade de cogeração prevista no presente decreto-lei.
2 -No âmbito das suas competências de fiscalização, a DGEG pode realizar auditorias e inspeções.
3 -Para efeitos do disposto no presente artigo, o cogerador está obrigado:
1. a)A permitir e facilitar o livre acesso do pessoal técnico às instalações e suas dependências, bem como aos aparelhos e instrumentos de medição;
2. b)A prestar ao pessoal técnico todas as informações e auxílio de que careçam para o desempenho das suas funções de fiscalização.
4 -O disposto no presente artigo é aplicável às unidades utilizadoras da eletricidade ou da energia térmica proveniente de uma cogeração e a ela diretamente ligadas, sempre que esta seja objeto de auditoria ou inspeção.

Artigo 30.º

Auditorias

1 -As auditorias previstas no presente decreto-lei são efetuadas por auditores devidamente habilitados e reconhecidos nos termos previstos na lei.
2 -Os auditores envolvidos em auditorias previstas no presente decreto-lei devem agir com isenção, objectividade e competência, devendo ser totalmente independentes quer das empresas auditadas quer de empresas que mantenham com estas uma relação de domínio ou grupo, de modo a assegurar a transparência do processo e a prossecução dos objectivos prosseguidos.
3 -O estatuto dos auditores de instalações de cogeração consta de lei.
4 -A DGEG divulga no seu sítio da Internet a lista dos auditores reconhecidos.

Capítulo VII - Contra-ordenações e sanções acessórias

Artigo 31.º

Contra-ordenações

1 -Constitui contra-ordenação punível com coima:
1. a)De (euro) 150 a (euro) 1500, a infracção do disposto no n.º 1 do artigo 19.º;
2. b)De (euro) 350 a (euro) 4000, a não prestação das informações previstas no n.º 4 do artigo 24.º e nos n.os 1 e 2 do artigo 28.º;
3. c)De (euro) 500 a (euro) 10 000, a infração do disposto nas alíneas a) a d) do n.º 1 do artigo 18.º, no n.º 4 do artigo 19.º-A, nos n.os 1 e 2 do artigo 19.º-B e nas alíneas b) e c) do n.º 3 do artigo 28.º;
4. d)De (euro) 4000 a (euro) 44 800, o exercício da atividade de cogeração sem o respetivo título e a infração do disposto no n.º 2 do artigo 18.º-A.
2 -No caso de as contra-ordenações referidas no número anterior serem praticadas por pessoa singular, o limite mínimo das coimas é de (euro) 100 e, para os casos previstos nas alíneas a), b), c) e d) do mesmo número, o máximo a aplicar é de (euro) 800, (euro) 2000, (euro) 2800 e (euro) 3700, respectivamente.
3 -A negligência é punível, sendo os limites mínimos e máximos das coimas reduzidos para metade.
4 -Com respeito às infrações do disposto nas alíneas a) a d) do n.º 1 do artigo 18.º e das alíneas b) e c) do n.º 3 do artigo 28.º, a tentativa é punível, com a coima aplicável à contraordenação consumada, especialmente atenuada.
5 -Os processos de contraordenação previstos no presente decreto-lei são instruídos pela DGEG, cabendo ao diretor-geral da DGEG a aplicação das coimas e sanções acessórias.
6 -O produto resultante da aplicação das coimas reverte em 60 % para o Estado e em 40 % para a entidade licenciadora.

Artigo 32.º

Sanções acessórias

1 -Em função da gravidade da infracção e da culpa do agente, podem ser aplicadas, conjuntamente com a coima, as seguintes sanções acessórias:
1. a)A interdição do exercício da actividade de produção em cogeração;
2. b)A privação do direito a subsídio ou benefício outorgado por entidades ou serviços públicos;
3. c)O encerramento de estabelecimento de cogeração;
4. d)A suspensão da licença de produção em cogeração.
2 -As sanções referidas no número anterior têm a duração máxima de dois anos, contados a partir da decisão condenatória definitiva.
3 -A entidade competente para a aplicação da coima pode determinar que seja dada publicidade à punição por contra-ordenação, em qualquer dos casos previstos no n.º 1 do artigo anterior.

Capítulo VIII - Disposições finais

Artigo 33.ºRevogado

Regime remuneratório transitório

1 -Sem prejuízo do exercício da opção prevista no artigo 34.º, as instalações com licença de exploração à data da entrada em vigor do presente decreto-lei continuarão enquadradas no regime de remuneração anterior, nos termos dos números seguintes.
2 -As instalações referidas no número anterior que não optem pela passagem ao regime previsto no presente decreto-lei continuam a beneficiar do regime de venda de electricidade previsto na legislação em vigor à data de publicação do presente decreto-lei até que sejam atingidos 180 meses após a data de entrada em exploração da instalação de produção, ou sejam atingidos 120 meses após a entrada em vigor do presente decreto-lei, consoante a data que primeiro ocorra.
3 -As instalações de cogeração que, tendo obtido licença de estabelecimento até à entrada em vigor do presente decreto-lei, venham a obter uma licença de exploração nos 36 meses seguintes à data de atribuição daquela licença e que não optem pela passagem ao regime previsto no presente decreto-lei, mediante comunicação prévia à DGEG, por meios electrónicos, podem continuar a beneficiar do regime de venda de electricidade previsto na legislação em vigor à data de publicação do presente decreto-lei até que sejam atingidos 120 meses após a data de entrada em exploração da instalação de produção.
4 -Decorrido o prazo estipulado nos n.os 2 e 3, às cogerações existentes que se enquadrem no disposto no artigo 3.º passa a aplicar-se o regime definido para a prorrogação do regime remuneratório na segunda parte do n.º 1, ou na última parte do n.º 2 do artigo 5.º, consoante o caso.
5 -As instalações de cogeração referidas nos números anteriores que vierem a ser objecto de alterações por aumento da potência instalada, excepto no caso de conversão para gás natural, incluindo a substituição do equipamento principal, passam a ficar abrangidas pelo regime remuneratório introduzido pelo presente decreto-lei pelo período remanescente até ao termo do prazo previsto no artigo 5.º, desde que se enquadrem no disposto no artigo 3.º
6 -As instalações existentes que procedam à conversão para gás natural, incluindo a substituição do equipamento principal, que solicitem licença, mediante processo de licenciamento devidamente instruído, até 12 meses após a entrada em vigor do presente decreto-lei e que entrem em exploração nos 24 meses subsequentes à obtenção dessa licença, serão consideradas como instalações novas para efeitos de aplicação do regime definido nos artigos 4.º e 5.º, a contar da data de entrada em exploração da conversão.
7 -As instalações existentes que tenham procedido à conversão para gás natural numa data anterior à data da entrada em vigor do presente decreto-lei, que se encontrem em exploração ou entrem em exploração nos 24 meses subsequentes à obtenção da licença de estabelecimento serão consideradas instalações novas para efeitos de aplicação do regime definido nos artigos 4.º e 5.º, a contar da data de entrada em exploração da conversão.
8 -As instalações referidas nos n.os 6 e 7, para as quais ainda não tenham sido ultrapassados os prazos definidos no n.º 2, podem continuar a beneficiar do regime de venda de electricidade previsto na legislação em vigor à data de publicação do presente decreto-lei até que sejam atingidos aqueles prazos, ficando a partir desta data abrangidas pelo disposto nos n.os 6 ou 7, consoante os casos.
9 -A passagem ao regime remuneratório previsto no presente decreto-lei é acompanhada de certificação pelo EEGO da poupança de energia primária nos termos a definir no manual referido no n.º 5 do artigo 24.º

Artigo 34.ºRevogado

Opção pelo novo regime remuneratório

1 -As instalações de cogeração que se encontrem nas condições previstas no n.º 2 do artigo anterior, se enquadrem no disposto no artigo 3.º e em relação às quais não tenham ainda decorrido 180 meses desde a data de entrada em exploração da instalação ou sejam atingidos 120 meses após a entrada em vigor do presente decreto-lei podem aceder ao regime remuneratório previsto no presente decreto-lei, devendo, para tal, informar a DGEG e o CUR dessa pretensão por meios electrónicos.
2 -As instalações de cogeração que se encontrem nas condições previstas no n.º 3 do artigo anterior e se enquadrem no disposto no artigo 3.º e em relação às quais não tenham ainda sido atingidos 120 meses após a entrada em exploração da instalação podem aceder ao regime remuneratório previsto no presente decreto-lei, devendo, para tal, informar a DGEG e o CUR dessa pretensão por meios electrónicos.
3 -As regras aplicáveis à transição previstas nos números anteriores são as estabelecidas em portaria do membro do Governo que tutela a área da energia, devendo a transição ser acompanhada de certificação pelo EEGO da poupança de energia primária nos termos a definir no manual referido no n.º 5 do artigo 24.º

Artigo 35.º

Operacionalidade da plataforma electrónica de licenciamento

Até à completa operacionalidade da plataforma electrónica prevista no artigo 13.º, a ocorrer no prazo máximo de 18 meses, todos os actos são apresentados em suporte de papel, sem prejuízo da utilização imediata, sempre que possível, de meios electrónicos de transmissão de elementos e a apresentação de dados armazenados em dispositivos multimédia, nos termos a estabelecer em despacho do director-geral da DGEG.

Artigo 36.º

Início de funções da EEGO

A EEGO inicia funções no prazo máximo de 30 dias após a entrada em vigor do presente decreto-lei.

Artigo 37.º

Taxas

1 -Pelos atos previstos no presente decreto-lei relativos ao procedimento de controlo prévio são devidas taxas nos termos previstos em portaria aprovada pelos membros do Governo responsáveis pelas áreas das finanças e da energia.
2 -Os valores das taxas, sua incidência, liquidação, cobrança e modo de pagamento são definidos na portaria mencionada no número anterior.
3 -As taxas referidas nos números anteriores constituem receita própria da DGEG e são liquidadas e cobradas por esta, preferencialmente através da Plataforma de Pagamentos da Administração Pública, nos termos do artigo 30.º do Decreto-Lei n.º 135/99, de 22 de abril, alterado pelos Decretos-Leis n.os 29/2000, de 13 de março, 72-A/2010, de 18 de junho, e 73/2014, de 13 de maio.
4 -As taxas são pagas no prazo de 10 dias após notificação para pagamento, sempre que não esteja prevista a autoliquidação.
5 -A cobrança coerciva da dívida proveniente da falta de pagamento da taxa segue as regras do processo de execução fiscal, servindo de título executivo a certidão passada pela DGEG.

Artigo 38.º

Aplicação às Regiões Autónomas

1 -O presente decreto-lei aplica-se às Regiões Autónomas dos Açores e da Madeira, sem prejuízo de as competências cometidas a serviços ou organismos do Estado serem exercidas pelos respectivos serviços e organismos das administrações regionais com idênticas atribuições e competências.
2 -Os serviços e organismos das respectivas administrações regionais devem remeter à DGEG os elementos necessários, nomeadamente para cumprimento das obrigações de informação previstas no âmbito da União Europeia, nos termos dos artigos 26.º e 27.º
3 -As funções de fiscalização previstas no presente decreto-lei são exercidas pelos órgãos próprios da administração pública regional.
4 -O produto das coimas resultantes da aplicação das contra-ordenações nas Regiões Autónomas previstas no presente decreto-lei constitui receita própria das mesmas.

Artigo 39.º

Alteração ao Decreto-Lei n.º 136/94, de 20 de Maio

O artigo 2.º do Decreto-Lei n.º 136/94, de 20 de Maio, alterado pelo Decreto-Lei n.º 139/95, de 14 de Junho, passa a ter a seguinte redacção:

Artigo 2.º
1 -...
a)...
b)...
c)...
d)...
e)...
f)...
g)...
h)...
i)...
j)As unidades de cogeração tal como definidas na Directiva n.º 2004/8/CE, do Parlamento Europeu e do Conselho, de 11 de Fevereiro, relativa à promoção da cogeração com base na procura do calor útil no mercado interno da energia.
2 -...

Artigo 40.º

Norma revogatória

É revogado o Decreto-Lei n.º 538/99, de 13 de Dezembro.

Anexo I - Tecnologias de cogeração abrangidas pelo presente decreto-lei

As tecnologias de cogeração abrangidas pelo presente decreto-lei são as seguintes:

a)Turbinas de gás em ciclo combinado com recuperação de calor;
b)Turbinas a vapor de contrapressão;
c)Turbinas de condensação com extracção de vapor;
d)Turbinas de gás com recuperação de calor;
e)Motores de combustão interna;
f)Microturbinas;
g)Motores Stirling;
h)Células de combustível;
i)Motores a vapor;
j)Ciclos orgânicos de Rankine;
l)Qualquer outro tipo de tecnologia ou combinação de tecnologias que corresponda ao conceito de cogeração, definido no artigo 1.º, a estabelecer mediante despacho do director-geral de Energia e Geologia.

Anexo II - Cálculo da electricidade produzida em cogeração

Os valores utilizados para o cálculo da electricidade produzida em cogeração serão determinados com base no funcionamento esperado ou efectivo da unidade em condições normais de utilização.

No caso das unidades de microcogeração, o cálculo pode basear-se em valores certificados.

a)A electricidade produzida em cogeração será considerada igual à produção de electricidade anual total da unidade medida à saída dos geradores principais:
1. i)Nas unidades de cogeração dos tipos b), d), e), f), g) e h) referidas no anexo i do presente decreto-lei, do qual faz parte integrante, com uma eficiência anual global de pelo menos 75 %; e
2. ii)Nas unidades de cogeração dos tipos a) e c) referidas no anexo i, com uma eficiência anual global de pelo menos 80 %.
b)Nas unidades de cogeração com uma eficiência anual global inferior ao valor referido na subalínea i) da alínea a) [unidades de cogeração dos tipos b), d), e), f), g) e h) referidas no anexo i] ou com uma eficiência anual global inferior ao valor referido na subalínea ii) da alínea a) [unidades de cogeração dos tipos a) e c) referidas no anexo i], a cogeração é calculada de acordo com a seguinte fórmula:
E(índice CHP) = H(índice chp). C
em que:
E(índice CHP) - é a quantidade de electricidade produzida em cogeração;
C - é o rácio electricidade/calor (entendido como o rácio entre a electricidade produzida em cogeração e o calor útil produzido exclusivamente em modo de cogeração, utilizando dados operacionais da unidade em causa);
H(índice chp) - é a quantidade de calor útil produzida em cogeração (calculada para o efeito como produção total de calor, deduzindo o calor que seja eventualmente produzido em caldeiras separadas ou por extracção de vapor vivo do gerador de vapor antes da turbina).
O cálculo da electricidade produzida em cogeração deve basear-se no rácio efectivo electricidade/calor. Se o rácio efectivo electricidade/calor de uma unidade de cogeração não for conhecido, podem ser utilizados, nomeadamente para fins estatísticos, os seguintes valores implícitos para as unidades de cogeração dos tipos a), b), c), d) e e) referidas no anexo i, desde que a electricidade produzida em cogeração assim calculada seja igual ou inferior à produção total de electricidade da unidade:
(ver documento original)
Por despacho do director-geral de Energia e Geologia, a publicar no respectivo sítio da Internet, e subsequente notificação à Comissão Europeia, podem ser aprovados valores implícitos para os rácios electricidade/calor das unidades dos tipos f), g), h), i), j) e k) referidas no anexo i.
c)Se uma parte do conteúdo energético do combustível utilizado no processo de cogeração for recuperada em produtos químicos e reciclada, essa parte é subtraída do consumo de combustível antes do cálculo da eficiência global utilizado nas alíneas a) e b).
d)Por despacho do director-geral de Energia e Geologia, pode ser determinado que o rácio electricidade/calor é o rácio entre a electricidade e o calor útil em modo de cogeração a baixa capacidade, calculado a partir dos dados operacionais da unidade específica.
e)Por despacho do director-geral de Energia e Geologia, pode ser aplicada uma periodicidade diferente da anual para efeitos dos cálculos a efectuar nos termos das alíneas a) e b).

Anexo III - Cálculo da poupança de energia primária

1 -Para efeitos do presente decreto-lei, a poupança de energia primária (PEP) da actividade da cogeração relativamente à produção separada de calor e de electricidade é medida de acordo com a seguinte fórmula:
(ver documento original)
2 -Na fórmula do número anterior:
1. a)CHP H(eta) é a eficiência térmica do processo, definida como a produção anual de calor útil dividida pelo combustível utilizado na produção total de calor e de electricidade;
2. b)Ref H(eta) é o valor de referência da eficiência para a produção separada de calor;
3. c)CHP E(eta) é a eficiência eléctrica, definida como a produção total anual de electricidade dividida pelo combustível utilizado na produção total de calor útil e de electricidade num processo de cogeração. Quando uma unidade de cogeração gerar energia mecânica, a quantidade anual de energia eléctrica proveniente da cogeração poderá ser acrescida de um elemento suplementar que represente a quantidade de energia eléctrica que é equivalente à da energia mecânica. Este elemento não criará um direito de solicitar garantias de origem nos termos do artigo 21.º;
4. d)Ref E(eta) é o valor de referência da eficiência para a produção separada de electricidade.
3 -Os valores de referência harmonizados em matéria de eficiência para a produção separada de eletricidade e de calor, para efeitos de determinação da eficiência da cogeração, nos termos deste anexo III, constam de decisão adotada pela Comissão Europeia.
4 -Os valores de referência da eficiência para a produção separada referidos no número anterior correspondem à eficiência da produção separada de calor e de eletricidade que o processo de cogeração se destina a substituir.

Anexo IV - Elementos do projeto da instalação e outros elementos a juntar ao pedido de licença de produção em cogeração

1 -O projeto deve compreender:
1. a)Memória descritiva:
  Memória descritiva e justificativa indicando a natureza, a importância, a função e as características das instalações e do equipamento, as condições gerais do seu estabelecimento e da sua exploração, os sistemas de ligação à terra, as disposições principais adotadas para a produção de eletricidade, sua transformação, transporte e utilização ou a origem e o destino da energia a transportar e as proteções contra sobreintensidades e sobretensões e os seus cálculos, quando se justifique;
  Descrição, tipos e características dos geradores de energia elétrica, transformadores e aparelhagem de corte e proteção, bem como das caldeiras, das turbinas e de outros equipamentos;
  Identificação das coordenadas retangulares planas do sistema de referência PT-TM06/ETRS89 todos os geradores;
2. b)Desenhos:
  Planta geral de localização da instalação referenciada por coordenadas e em escala não inferior a 1:25 000, de acordo com a respectiva norma, indicando a localização das obras principais, tais como centrais geradoras, subestações, postos de corte, postos de transformação, e referenciadas as vias públicas rodoviárias e ferroviárias, cursos de água, construções urbanas e linhas já existentes;
  Plantas, alçados e cortes, em escala conveniente, escolhida de acordo com a EN-ISO 5455, dos locais da instalação, com a disposição do equipamento eléctrico e mecânico, em número e com o pormenor suficiente para poder verificar-se a observância das disposições regulamentares de segurança;
  Esquemas eléctricos gerais das instalações projectadas, com a indicação de todas as máquinas e de todos os aparelhos de medida e protecção e comando, usando os sinais gráficos normalizados.
  Todas as peças escritas e desenhadas que constituírem o projecto devem ter dimensões normalizadas, ser elaboradas de acordo com as normas em vigor e as regras da técnica e ser numeradas ou identificadas por letras e algarismos.
2 -O projecto deve ainda ser acompanhado dos seguintes elementos:
1. a)Comprovativo de se achar constituído no requerente o direito de utilização dos terrenos necessários à implantação da instalação e dos seus acessórios;
2. b)Descrição sobre a localização precisa da instalação, indicando-se se ela está integrada em área protegida (Reserva Ecológica Nacional, Reserva Agrícola Nacional, reserva ou parque natural, Rede Natura, etc.), acompanhada de implantação sobre extracto das cartas de ordenamento e condicionantes do PDM.

Anexo V - (a que se referem os artigos 10.º, 14.º e 26.º)

Avaliação custo-benefício

1 -Princípios gerais aplicáveis às análises de custo-benefício para efeitos do disposto no n.º 3 do artigo 26.º
A elaboração de análises custo-benefício em relação às medidas de promoção da eficiência dos sistemas de aquecimento e arrefecimento a que se refere o n.º 3 do artigo 26.º, tem por objetivo determinar em que base será estabelecida uma escala de atribuição de prioridades aos limitados recursos existentes a nível da sociedade.
A análise de custo-benefício pode abranger a avaliação de um projeto ou, numa perspetiva mais ampla, de um grupo de projetos a nível local, regional ou nacional, para determinar qual a opção economicamente mais rentável e mais vantajosa em termos de aquecimento ou arrefecimento numa dada área geográfica para efeitos de planeamento térmico.
As análises de custo-benefício realizadas para este efeito devem incluir uma análise económica que abranja fatores socioeconómicos e ambientais.
As análises de custo-benefício devem compreender as etapas que adiante se descrevem e atender às seguintes considerações:
1. a)Definição dos limites do sistema e da fronteira geográfica
  O âmbito das análises de custo-benefício em questão determina o sistema energético relevante. A fronteira geográfica deve abarcar uma área geográfica perfeitamente definida, ou seja, uma dada região ou área metropolitana, por forma a evitar que se privilegiem soluções menos boas em função dos projetos.
2. b)Abordagem integrada das opções de oferta e procura
  A análise de custo-benefício deve ter em conta todos os recursos de aprovisionamento relevantes disponíveis dentro do sistema e da fronteira geográfica, utilizando os dados disponíveis, nomeadamente o calor residual gerado pela produção de eletricidade e pelas instalações industriais e a energia renovável, bem como as características e tendências da procura de calor e frio.
3. c)Construção de uma linha de base
  A linha de base destina-se a servir de ponto de referência em relação ao qual são avaliados os cenários alternativos.
4. d)Identificação de cenários alternativos
  Devem ser ponderadas todas as alternativas à linha de base que se afigurem relevantes. Os cenários que, por razões técnicas ou financeiras, ou por força da regulamentação nacional ou de condicionalismos de tempo, não sejam exequíveis, podem ser excluídos numa fase precoce da análise de custo-benefício caso uma observação atenta, explícita e bem documentada o justifique.
  Só deverão ser tidas em conta na análise custo-benefício, como cenários alternativos à linha de base, as opções que passem pela cogeração de elevada eficiência, redes de aquecimento e arrefecimento urbano eficientes ou aquecimento e arrefecimento individual eficientes.
5. e)Método de cálculo do excedente de custo-benefício
  1. i)Os custos e os benefícios totais a longo prazo das diferentes opções de aquecimento ou arrefecimento devem ser avaliados e comparados;
  2. ii)O critério de avaliação deve ser o do valor atualizado líquido (VAL);
  3. iii)O horizonte temporal escolhido deve incluir todos os custos e benefícios relevantes dos diferentes cenários. Por exemplo, para uma central elétrica a gás, o horizonte temporal apropriado pode ser de 25 anos; para um sistema de aquecimento urbano, 30 anos; para equipamentos de aquecimento, designadamente caldeiras, 20 anos.
6. f)Cálculo e previsão dos preços e outros pressupostos para a análise económica
  1. i)Para efeitos das análises de custo-benefício, devem ser fornecidos elementos sobre os preços dos principais fatores a montante e a jusante, e sobre a taxa de atualização;
  2. ii)A taxa de atualização utilizada na análise económica para calcular o valor atualizado líquido deve ser escolhida de acordo com orientações europeias ou nacionais. A taxa nacional de atualização escolhida para efeitos da análise económica deve ter em conta os dados fornecidos pelo Banco Central Europeu;
  3. iii)Devem ser utilizadas previsões nacionais, europeias ou internacionais de evolução dos preços da energia, se necessário no seu contexto nacional e/ou regional/local;
  4. iv)Os preços utilizados na análise económica devem refletir os custos e os benefícios socioeconómicos reais e incluir custos externos, como os efeitos ambientais e sanitários, na medida do possível, ou seja, caso exista um preço de mercado ou caso a regulamentação europeia ou nacional já o preveja.
7. g)Análise económica: inventário de efeitos
  As análises económicas devem ter em conta todos os efeitos económicos relevantes.
  Ao tomarem uma decisão, podem ser avaliados e serem tidos em conta as economias de custos e de energia resultantes da flexibilização do aprovisionamento energético e da melhoria de funcionamento das redes elétricas, incluindo os custos evitados e as economias resultantes do reduzido investimento em infraestruturas, nos cenários analisados.
  Os custos e os benefícios considerados devem incluir pelo menos os seguintes elementos:
  1. i)Benefícios
    O valor da produção (de calor e eletricidade) para o consumidor;
    Na medida do possível, os benefícios externos, nomeadamente ambientais, em termos de emissões de gases com efeito de estufa, sanitários e de segurança.
    Na medida do possível, os efeitos no mercado de trabalho, segurança energética e competitividade.
  2. ii)Custos
    Os custos de capital das instalações e equipamentos;
    Os custos de capital das redes de energia associadas;
    Os custos variáveis e fixos de funcionamento;
    Os custos energéticos;
    Na medida do possível, os custos ambientais, sanitários e de segurança.
    Na medida do possível, os custos no mercado de trabalho, segurança energética e competitividade.
8. h)Análise de sensibilidade:
  Deve proceder-se a uma análise de sensibilidade a fim de avaliar os custos e os benefícios de um projeto ou grupo de projetos baseados em diferentes preços da energia, taxas de atualização e outros fatores variáveis com impacto significativo no resultado dos cálculos.
  Para este efeito deve ser solicitado às autoridades competentes a nível local, regional e nacional, ou aos operadores de determinadas instalações, que procedam à análise económica e financeira. Devem também ser elaboradas circunstanciadamente metodologias e pressupostos nos termos do presente anexo, definindo e tornando públicos os procedimentos de realização das análises económicas.
2 -Princípios aplicáveis para efeitos do disposto na alínea d) do n.º 1 do artigo 10.º e na alínea d) do n.º 2 do artigo 14.º
As análises de custo-benefício devem fornecer informações para efeitos da consideração de uma nova cogeração ou da renovação substancial de uma cogeração como de elevada eficiência.
Caso se projete uma instalação que produza apenas energia elétrica ou que não recupere calor, deve estabelecer-se uma comparação entre as instalações projetadas ou a renovação projetada e uma instalação equivalente que produza a mesma quantidade de eletricidade ou calor industrial, recuperando porém o calor residual e fornecendo-o através da cogeração de elevada eficiência e ou de redes de aquecimento e arrefecimento urbano.
Dentro de uma fronteira geográfica, a avaliação deve ter em conta a instalação projetada e todos os pontos apropriados de procura de calor existentes ou potenciais que por ela possam ser alimentados, tendo em conta possibilidades racionais (por exemplo, viabilidade técnica e distância).
Os limites do sistema devem ser estabelecidos de modo a incluir a instalação projetada e as cargas térmicas, tais como o edifício ou edifícios e o processo industrial. Dentro desses limites do sistema, devem ser determinados para ambos os casos, e comparados, os custos totais de fornecimento de eletricidade e calor.
As cargas térmicas devem incluir as cargas térmicas já existentes, tais como uma instalação industrial ou um sistema de aquecimento urbano já existente, e também, nas zonas urbanas, a carga térmica e os custos que existiriam se um grupo de edifícios ou uma parte de uma cidade fossem dotados e, ou estivessem ligados a uma nova rede de aquecimento urbano.
A análise de custo-benefício deve basear-se numa descrição da instalação projetada e da instalação ou instalações objeto de comparação, abrangendo, se for caso disso, a capacidade elétrica e térmica, o tipo de combustível utilizado, a utilização prevista e o número de horas de funcionamento anual planeado, e a localização e as necessidades de energia elétrica e térmica.
Para proceder à comparação, devem ser tidas em conta as necessidades de energia térmica e os tipos de aquecimento e arrefecimento utilizados pelos pontos de procura de calor mais próximos. A comparação deve abranger os custos de infraestrutura da instalação projetada e da instalação ou instalações objeto de comparação.
As análises de custo-benefício realizadas para efeitos deste n.º 2, devem incluir uma análise económica que abranja uma análise financeira na qual sejam refletidos os fluxos reais de tesouraria ligados ao investimento em determinadas instalações e ao seu funcionamento.
Os projetos com um resultado de custo-benefício positivo são aqueles em que a soma dos benefícios atualizados na análise económica e financeira excede a soma dos custos atualizados (excedente de custo-benefício).
O membro do Governo responsável pela área da energia, mediante despacho, define os princípios orientadores da metodologia e os pressupostos e o horizonte temporal da análise económica.
A DGEG pode exigir que as empresas responsáveis pelo funcionamento das instalações de produção de energia termoelétrica, as empresas industriais, as redes de aquecimento e arrefecimento urbano ou outras partes afetadas pelos limites do sistema ou pela fronteira geográfica definidos forneçam dados que possam ser utilizados para avaliar os custos e os benefícios de uma dada instalação.

Anexo VI - (a que se refere o n.º 6 do artigo 12.º)

Critérios de eficiência energética aplicáveis à regulação da rede de energia e às tarifas da rede elétrica

1 -As tarifas de redes devem refletir os custos, integrando as economias de custos nas redes decorrentes de:
1. a)Medidas do lado da procura, de redução e de gestão da procura;
2. b)Produção descentralizada, incluindo as economias decorrentes da redução dos custos de fornecimento ou de investimentos na rede;
3. c)Uma gestão mais otimizada da rede.
2 -A regulação e as tarifas de redes não devem impedir os operadores de rede nem os comercializadores do setor da energia de facultar serviços de sistema para a redução e a gestão da procura e para a produção descentralizada nos mercados organizados de eletricidade, nomeadamente:
1. a)A transferência de cargas pelos consumidores finais, das horas de ponta para as horas de menor procura, tendo em conta a disponibilidade de energias renováveis, de energia produzida através de cogeração e da restante produção descentralizada;
2. b)As poupanças de energia decorrentes da resposta da procura de consumidores representados por agregadores de consumo;
3. c)A redução da procura obtida com as medidas de eficiência energética adotadas pelos prestadores de serviços energéticos, incluindo as ESE;
4. d)A ligação e o despacho de fontes de produção a níveis de tensão inferiores;
5. e)A ligação das fontes de produção em localizações mais próximas do consumo; e
6. f)O armazenamento da energia.
3 -Para efeitos do disposto no número anterior, a expressão 'mercados organizados de eletricidade' inclui os contratos bilaterais e as bolsas de eletricidade para o comércio de energia, de capacidades e de serviços de sistema, em todos os prazos, incluindo os mercados a prazo, do dia seguinte e intradiários.
4 -As tarifas de redes ou de venda a clientes finais podem contemplar a implementação de tarifas dinâmicas como medidas de gestão da procura, tais como:
1. a)Tarifas com diferenciação horária;
2. b)Tarifas em horas de ponta críticas;
3. c)Tarifas em tempo real;
4. d)Descontos ou bonificações aplicáveis à redução de consumo em horas de ponta.

Anexo VII - (a que se refere o n.º 7 do artigo 12.º)

Requisitos de eficiência energética para os operadores de sistemas de transporte e para os operadores de sistemas de distribuição

1 -Os operadores de sistemas de transporte e os operadores de sistemas de distribuição devem:
1. a)Estabelecer e tornar públicas as suas regras de base relativas à assunção e partilha dos custos das adaptações técnicas, tais como ligações à rede, reforços de rede existentes, introdução de novas redes, melhoria do funcionamento da rede e regras para a aplicação não discriminatória dos códigos de rede, necessárias para integrar novos produtores que alimentem a rede interligada com eletricidade produzida em cogeração de elevada eficiência;
2. b)Fornecer aos novos produtores de eletricidade produzida em cogeração de elevada eficiência que desejem ser ligados à rede as informações exaustivas e necessárias por eles requeridas, nomeadamente:
  1. i)Uma estimativa exaustiva e pormenorizada dos custos associados à ligação;
  2. ii)Um calendário razoável e preciso para a receção e tratamento do pedido de ligação à rede;
  3. iii)Um calendário indicativo razoável para a ligação à rede proposta. O processo global de ligação à rede não deverá exceder 24 meses, tendo em conta o que se afigure razoavelmente viável e não discriminatório;
3. c)Estabelecer procedimentos normalizados e simplificados para facilitar a ligação à rede dos produtores descentralizados de eletricidade produzida em cogeração de elevada eficiência.
2 -As regras de base referidas na alínea a) devem basear-se em critérios objetivos, transparentes e não discriminatórios que tenham especialmente em conta todos os custos e benefícios associados à ligação dos referidos produtores à rede. Podem prever vários tipos de ligação.»

Artigo 19.º-B

Desqualificação da cogeração

1 -Quando a instalação deixar de cumprir os requisitos inerentes à sua qualificação como unidade de produção em cogeração, de acordo com as regras do presente decreto-lei, o cogerador, independentemente da respetiva modalidade de regime remuneratório, deve informar a DGEG, de imediato, e repor a situação no prazo fixado pela DGEG, desde que não inferior a três meses nem superior a oito meses, não prorrogáveis, ou, na falta de fixação, no prazo de seis meses, contados da data da perda dos referidos requisitos ou, não sendo o caso, solicitar, no momento da referida informação, a convolação do licenciamento para outro regime jurídico da produção de eletricidade compatível com o estado de funcionamento da unidade de produção.
2 -Quando a perda de requisitos seja verificada na sequência de ação de fiscalização ou auditoria, o cogerador é notificado da não verificação dos requisitos da instalação como unidade de produção em cogeração e solicitado a repor a situação ou requerer a convolação do respetivo licenciamento nos termos do número anterior, devendo a notificação estar acompanhada do relatório da fiscalização ou auditoria.
3 -Sem prejuízo do disposto no artigo anterior, decorridos três meses após a notificação referida no número anterior e caso o cogerador não tenha requerido a convolação do licenciamento ou apresentado relatório elaborado por auditor que ateste as medidas tomadas e a reposição do funcionamento da instalação como unidade de produção em cogeração, a DGEG promove nova ação de fiscalização ou auditoria para verificação do cumprimento dos referidos requisitos.
4 -Caso o relatório do auditor do cogerador ou a ação de fiscalização ou auditoria da DGEG realizados nos termos do número anterior conclua que se mantém o incumprimento dos requisitos inerentes à qualificação da instalação como unidade de produção em cogeração, a DGEG, após pronúncia do cogerador em cinco dias úteis, emite declaração de desqualificação da instalação como cogeração.
5 -A declaração de desqualificação implica a caducidade imediata e automática do título de controlo prévio atribuído ao cogerador, no âmbito do presente decreto-lei, com todas as consequências legais, incluindo no plano remuneratório que estiver a cargo do CUR, sendo notificada ao cogerador, ao operador da rede relevante e, se for o caso, ao CUR, nas 24 horas subsequentes, para cancelamento da emissão de garantias ou certificados de origem e do pagamento da tarifa e prémios aplicáveis.
6 -A DGEG está obrigada a suspender, de imediato, o pagamento da tarifa e dos prémios pagos pelo CUR, no âmbito dos regimes remuneratórios previstos no presente decreto-lei, de que a cogeração beneficie, logo que tenha conhecimento fundado de que a cogeração incorreu em perda dos requisitos inerentes à sua qualificação como unidade de produção em cogeração, sem prejuízo do disposto nos n.os 7 e 9.
7 -A suspensão prevista no número anterior não opera, na totalidade, quanto ao pagamento da tarifa, quando a perda de requisitos tenha sido comunicada pelo cogerador nos termos previstos no n.º 1 e este declare estar a adotar medidas para repor a situação, a ocorrer no prazo fixado pela DGEG ou no prazo supletivo previsto no n.º 1, não prorrogável, caso em que a suspensão total só será determinada a partir do final deste prazo se não for reposto o funcionamento em modo de cogeração, sem prejuízo da suspensão do pagamento de prémios nos termos do artigo anterior.
8 -Nos casos previstos no número anterior, durante o período aí referido, o cogerador recebe 75 % da tarifa, sendo os remanescentes 25 % pagos no mês seguinte após este demonstrar que recuperou os requisitos inerentes à sua qualificação como unidade de cogeração e se esta recuperação ocorrer dentro do prazo fixado pela DGEG ou no prazo supletivo previsto no n.º 1.
9 -Quando, nos casos previstos no número anterior, a situação não seja reposta no prazo fixado pela DGEG ou no prazo supletivo previsto no n.º 1, o cogerador devolve ao CUR a diferença entre o montante recebido durante aquele período, a título de tarifa, e o valor que lhe seria devido caso o valor da mesma energia fosse calculado nos termos do previsto no artigo 24.º do Decreto-Lei n.º 153/2014, de 20 de outubro.
10 -Durante o período de suspensão de pagamentos nas situações previstas no n.º 2, determinada nos termos do disposto no n.º 6, a eletricidade injetada na rede é paga pelo CUR pelo valor calculado nos termos do disposto no artigo 24.º do Decreto-Lei n.º 153/2014, de 20 de outubro.
11 -Em qualquer caso, a suspensão de pagamentos da tarifa não afeta a continuidade da contagem do prazo de duração da modalidade especial do regime remuneratório de que beneficie o cogerador, o qual não se interrompe ou suspende.
12 -Para efeitos do disposto no presente artigo, considera-se que a cogeração deixa de cumprir os requisitos inerentes à produção em cogeração quando cesse a produção combinada de energia elétrica e de calor útil de que resulte uma poupança de energia primária relativamente à produção separada de calor e eletricidade, de acordo com os conceitos e regras estabelecidos no presente decreto-lei.